EA030344B1 - Method for automatic control of a streamer movement in a lateral direction - Google Patents

Method for automatic control of a streamer movement in a lateral direction Download PDF

Info

Publication number
EA030344B1
EA030344B1 EA201490430A EA201490430A EA030344B1 EA 030344 B1 EA030344 B1 EA 030344B1 EA 201490430 A EA201490430 A EA 201490430A EA 201490430 A EA201490430 A EA 201490430A EA 030344 B1 EA030344 B1 EA 030344B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
seismic
streamer
spit
diverters
seismic streamer
Prior art date
Application number
EA201490430A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA201490430A1 (en
Inventor
Ойвинн Хиллезунн
Торбьёрн Урсин
Торальф Лунд
Original Assignee
Пгс Геофизикал Ас
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Пгс Геофизикал Ас filed Critical Пгс Геофизикал Ас
Publication of EA201490430A1 publication Critical patent/EA201490430A1/en
Publication of EA030344B1 publication Critical patent/EA030344B1/en

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3817Positioning of seismic devices
    • G01V1/3826Positioning of seismic devices dynamic steering, e.g. by paravanes or birds
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3817Positioning of seismic devices

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Oceanography (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Vibration Prevention Devices (AREA)

Abstract

In the field of marine geophysical survey, systems and methods are proposed for controlling spatial distribution or orientation of a geophysical research streamer or a plurality of streamers towed behind a seismic survey vessel. The invention proposes different methods for changing spatial distribution or orientation of such geophysical research streamers in response to a change of conditions. For instance, the state of cross-currents can be determined on the basis of configuration data received from positioning devices arranged along the streamer, and a new required orientation can be determined on the basis of cross-current conditions. The new required orientation may include a new required angle of drift of the streamer.

Description

Область техники, к которой относится изобретениеThe technical field to which the invention relates.

Настоящее описание изобретения, в целом, относится к области морской геофизической разведки. Более конкретно, описание изобретения относится к системам и способам управления пространственным распределением или ориентацией сейсмической косы или группы сейсмических кос для геофизических исследований, буксируемой позади сейсморазведочного судна.The present description of the invention, in General, relates to the field of marine geophysical prospecting. More specifically, the description of the invention relates to systems and methods for controlling the spatial distribution or orientation of a seismic streamer or group of seismic streamers for geophysical surveys, towed behind a seismic survey vessel.

Предшествующий уровень техникиPrior art

Системы морской геофизической разведки, такие как системы сбора сейсмических данных и системы электромагнитной съемки, используются для получения геофизических данных из формаций, расположенных ниже подошвы водного слоя, например озера или океана. Как правило, морские сейсморазведочные системы содержат, например, сейсморазведочное судно, на борту которого находятся навигационное оборудование, оборудование управления сейсмическими источниками и аппаратура записи геофизических данных. Сейсморазведочное судно, как правило, выполнено с возможностью буксирования в воде одной или нескольких (чаще всего, набора) сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении. В выбранные моменты времени оборудование управления сейсмическими источниками вызывает активацию одного или нескольких сейсмических источников (буксируемых в воде сейсморазведочным или другим судном). Сигналы, генерируемые различными датчиками одной или нескольких сейсмических кос в ответ на зарегистрированную сейсмическую волну, подаются в конечном счете на записывающее оборудование. В записывающей системе выполняется запись сигналов, генерируемых каждым датчиком (или группами таких датчиков). В дальнейшем записанные сигналы интерпретируются для вывода заключения о строении и составе формаций, расположенных ниже подошвы водного слоя. Соответствующие компоненты для возбуждения электромагнитных полей и регистрации электромагнитных явлений, возникающих в геологической среде в ответ на такие поля, направленные в эту среду, также могут использоваться в системах для морской электромагнитной геофизической разведки.Marine geophysical survey systems, such as seismic data acquisition systems and electromagnetic survey systems, are used to obtain geophysical data from formations located below the bottom of the water layer, such as a lake or ocean. As a rule, marine seismic prospecting systems contain, for example, a seismic survey vessel carrying on board navigation equipment, seismic source control equipment and geophysical data recording equipment. A seismic survey vessel, as a rule, is made with the possibility of towing in the water one or several (most often, a set) seismic streamers spatially separated in the transverse direction. At selected points in time, seismic source control equipment triggers the activation of one or more seismic sources (towed in water by a seismic survey or other vessel). Signals generated by various sensors of one or more seismic streamers in response to a registered seismic wave are ultimately fed to the recording equipment. The recording system records the signals generated by each sensor (or groups of such sensors). Subsequently, the recorded signals are interpreted to draw a conclusion about the structure and composition of the formations located below the bottom of the water layer. The corresponding components for the excitation of electromagnetic fields and the recording of electromagnetic phenomena that occur in the geological environment in response to such fields directed into this environment can also be used in systems for marine electromagnetic geophysical prospecting.

Одна или несколько сейсмических кос представляют собой, в самом широком смысле, длинные кабели с геофизическими датчиками, расположенными в пространственно разнесенных местах по длине кабелей. Типовая сейсмическая коса может тянуться за геофизическим сейсморазведочным судном на несколько километров. Из-за большой длины типовой сейсмической косы она не может полностью перемещаться по прямой линии за сейсморазведочным судном в каждой точке вдоль своей длины в связи с тем, что, помимо прочих факторов, сейсмическая коса взаимодействует с водой.One or more seismic streamers are, in the broadest sense, long cables with geophysical sensors located in spatially separated locations along the length of the cables. A typical seismic streamer can reach several kilometers behind a geophysical seismic survey vessel. Due to the long length of a typical seismic streamer, it cannot completely move in a straight line behind the seismic survey vessel at each point along its length due to the fact that, among other factors, the seismic streamer interacts with water.

Сейсмические косы, буксируемые судном, выполненным с возможностью буксирования нескольких сейсмических кос, как правило, связаны с оборудованием, поддерживающим передние концы сейсмических кос на выбранных боковых расстояниях друг от друга и от продольной оси симметрии сейсморазведочного судна в то время, как происходит их буксирование в воде. Единственные косы обычно используются при геофизической разведке, известной под названием двухмерной, а системы с несколькими сейсмическими косами применяются при геофизической разведке, известной под названием трехмерной и четырехмерной. Четырехмерная сейсморазведка представляет собой трехмерную съемку, повторяющуюся в выбранные моменты времени на конкретном участке геологической среды. Отдельные сейсмические косы в таких системах обычно оказываются под воздействием тех же самых сил, которые воздействуют на единственную сейсмическую косу.Seismic streamers towed by a vessel designed to tow multiple seismic streamers are usually associated with equipment supporting the front ends of the seismic streamers at selected lateral distances from each other and from the longitudinal axis of symmetry of the seismic survey vessel while they are being towed in water . Single streamers are usually used in geophysical prospecting, known as two-dimensional, and systems with several seismic streamers are used in geophysical prospecting, known as three-dimensional and four-dimensional. Four-dimensional seismic survey is a three-dimensional survey, which is repeated at selected points in time at a specific section of the geological environment. Individual seismic streamers in such systems are usually under the influence of the same forces that affect a single seismic streamer.

На качество геофизических изображений геологической среды, получаемых с помощью трехмерной сейсморазведки, влияет точность управления положением отдельных датчиков в сейсмических косах. Качество изображений, формируемых по зарегистрированным сигналам, до некоторой степени зависит также от относительного расположения сейсмоприемников, поддерживаемого в течение всего процесса геофизической разведки.The quality of geophysical images of the geological environment, obtained using three-dimensional seismic surveys, is influenced by the accuracy of controlling the position of individual sensors in seismic streamers. The quality of the images generated from the recorded signals to some extent also depends on the relative position of the seismic receivers maintained throughout the geophysical prospecting process.

Различные варианты осуществления систем и способов управления сейсмическими косами раскрыты в публикации США 2012/0002502 под названием "Способ сбора морских геофизических данных (варианты)", включенного в настоящую заявку посредством ссылки.Various embodiments of systems and methods for managing seismic streamers are disclosed in US publication 2012/0002502 entitled “Method for collecting marine geophysical data (options)”, which is incorporated by reference into this application.

Сущность изобретенияSummary of Invention

Способ согласно одному из аспектов настоящего описания изобретения содержит буксирование сейсмической косы позади судна в водоеме. Получают информацию, относящуюся к поперечным течениям в водоеме, и на основании этой информации определяют требуемую ориентацию сейсмической косы. После этого ориентацию сейсмической косы регулируют в соответствии с требуемой ориентацией.A method according to one aspect of the present disclosure comprises towing a seismic spit behind a vessel in a pond. Receive information relating to the cross-currents in the reservoir, and on the basis of this information determine the desired orientation of the seismic streamer. After that, the orientation of the seismic streamer is adjusted in accordance with the desired orientation.

Способ согласно другому аспекту настоящего описания изобретения содержит буксирование сейсмической косы, оснащенной отклонителями, расположенными вдоль нее в водоеме. Сейсмическую косу буксируют при текущем угле сноса косы, измеряемом относительно некоторой оси отсчета. Способ содержит получение информации, относящейся к усилиям, прикладываемым отклонителями, и автоматическое определение требуемого угла сноса сейсмической косы на основе полученной информации. Способ содержит также автоматическое регулирование сейсмической косы при помощи отклонителей в целях отслеживания требуемого угла сноса сейсмической косы.The method according to another aspect of the present description of the invention includes towing a seismic streamer equipped with diverters located along it in a reservoir. The seismic spit is towed at the current spit drift angle, measured relative to some reference axis. The method comprises obtaining information relating to the forces applied by the diverters, and automatically determining the desired angle of drift of the seismic streamer based on the obtained information. The method also includes automatic adjustment of the seismic streamer using deflectors in order to track the desired angle of drift of the seismic streamer.

Устройство управления сейсмической косой согласно одному из аспектов настоящего описания изобретения содержит по меньшей мере один процессор, выполненный с возможностью осуществления связи с устройствами позиционирования, расположенными вдоль сейсмической косы, буксируемой по- 1 030344A seismic streamer control device, in accordance with an aspect of the present disclosure, comprises at least one processor capable of communicating with positioning devices located along a seismic streamer towed by.

зади судна в водоеме. Процессор выполнен также с возможностью определения данных конфигурации, соответствующих устройствам позиционирования, при этом данные конфигурации указывают на состояние поперечных течений. Процессор выполнен также с возможностью регулирования устройств позиционирования на основе данных о состоянии поперечных течений.behind the vessel in the pond. The processor is also configured to determine the configuration data corresponding to the positioning devices, wherein the configuration data indicates the state of the cross currents. The processor is also configured to control positioning devices based on data on the state of transverse currents.

Перечень фигур, чертежейList of figures, drawings

На фиг. 1 изображено судно, буксирующее группу сейсмических кос, включая устройства для регулирования геометрических характеристик соответствующих кос.FIG. 1 depicts a vessel towing a group of seismic streamers, including devices for adjusting the geometric characteristics of the respective streamers.

На фиг. 2 изображен отклонитель сейсмической косы.FIG. 2 shows a seismic streamer.

На фиг. 3 изображено судно и некоторые возможные оси отсчета, относительно которых можно измерять угол сноса сейсмической косы.FIG. 3 shows a ship and some possible reference axes with respect to which the drift angle of a seismic streamer can be measured.

На фиг. 4А изображено судно, буксирующее набор сейсмических кос под углом сноса.FIG. 4A shows a vessel towing a set of seismic streamers at an angle of drift.

На фиг. 4В изображено судно, показанное на фиг. 4А, буксирующее сейсмические косы под другим углом сноса.FIG. 4B depicts the vessel shown in FIG. 4A, towing seismic streamers from a different drift angle.

На фиг. 5А изображено судно, буксирующее набор сейсмических кос при одной ориентации.FIG. 5A depicts a vessel towing a set of seismic streamers with one orientation.

На фиг. 5В изображено судно, показанное на фиг. 5А, буксирующее сейсмические косы при другой ориентации.FIG. 5B depicts the vessel shown in FIG. 5A, towing seismic streamers with a different orientation.

На фиг. 6 и 7 изображены два примера последовательности операций в соответствии с вариантами осуществления настоящего описания изобретения.FIG. 6 and 7 depict two examples of a sequence of operations in accordance with embodiments of the present disclosure.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретенияInformation confirming the possibility of carrying out the invention

Данное описание изобретения включает ссылки на "один вариант осуществления" или "вариант осуществления". Появление таких фраз, как в "одном варианте осуществления" или "в варианте осуществления", необязательно относится к одному и тому же варианту. Конкретные признаки, конструкции или характеристики могут сочетаться с любым подходящим способом, согласующимся с настоящим описанием.This specification includes references to "one embodiment" or "an embodiment". The appearance of phrases such as in “one embodiment” or “in an embodiment” does not necessarily refer to the same variant. Specific features, constructions or characteristics may be combined with any suitable method consistent with the present description.

Терминология. В следующих параграфах представлены определения и (или) контекст для терминов, встречающихся в данном описании (включая прилагаемую формулу изобретения).Terminology. The following paragraphs provide definitions and / or context for terms used in this specification (including the appended claims).

"На основе", "исходя из". В данном контексте этот термин используется для описания одного или нескольких факторов, влияющих на определение. При этом данный термин не исключает дополнительных факторов, способных влиять на определение. Другими словами, определение может быть получено исключительно исходя из этих факторов или только части этих факторов. Рассмотрим фразу "определить А исходя из В". Эта фраза означает, что В является фактором, влияющим на определение А, но не исключает определения А исходя также из С. В других случаях А может определяться исходя исключительно из В."Based on", "based on". In this context, this term is used to describe one or more factors that influence the definition. However, this term does not exclude additional factors that can influence the definition. In other words, the definition can be obtained solely on the basis of these factors or only a part of these factors. Consider the phrase "determine A based on B". This phrase means that B is a factor influencing the definition of A, but does not exclude the definition of A based also on C. In other cases, A may be determined based solely on B.

"Выполненный с возможностью". В данном контексте этот термин означает, что конкретный компонент аппаратного или программного обеспечения устроен таким образом, чтобы в процессе работы исполнять конкретную задачу или задачи. Таким образом, тот факт, что система "выполнена с возможностью" исполнения задачи А, означает, что эта система может содержать аппаратное и (или) программное обеспечение, исполняющее или способное исполнять задачу А в процессе работы системы. (Как таковая, система может быть "выполнена с возможностью" исполнения задачи А, даже если система в данный момент не работает.)"Fulfilled with the opportunity." In this context, this term means that a specific hardware or software component is designed to perform a specific task or tasks in the process. Thus, the fact that the system is “configured to” perform task A means that this system may contain hardware and (or) software that executes or is capable of performing task A during the operation of the system. (As such, the system can be "configured to" perform task A, even if the system is not currently operating.)

"Ориентация". В данном контексте этот термин включает в себя любую информацию, относящуюся к геометрическому расположению сейсмической косы. В качестве неограничивающих примеров термин "ориентация" может включать в себя угол сноса относительно некоторой оси отсчета, форму сейсмической косы, положение сейсмической косы относительно другой косы или положение части сейсмической косы."Orientation". In this context, this term includes any information relating to the geometrical arrangement of the seismic streamer. As non-limiting examples, the term "orientation" may include the drift angle with respect to a certain reference axis, the shape of the seismic streamer, the position of the seismic streamer relative to another streamer, or the position of a portion of the seismic streamer.

"Угол сноса". В данном контексте этот термин относится к углу, образуемому сейсмической косой относительно некоторой оси отсчета. Поскольку сейсмическая коса не всегда может располагаться вдоль идеально прямой линии, этот термин следует толковать как охватывающий любой подходящий способ задания среднего или приблизительного угла для таких сейсмических кос. В качестве неограничивающих примеров таких способов "приблизительное направление" для сейсмической косы можно определить как линию, соединяющую один конец сейсмической косы с другим концом; альтернативно, приблизительное направление можно определить как линию наилучшего соответствия, которую можно вычислить дискретно или непрерывно различными способами."Demolition angle". In this context, this term refers to the angle formed by the seismic oblique relative to some reference axis. Since a seismic streamer may not always be located along a perfectly straight line, this term should be interpreted to encompass any suitable method of defining the average or approximate angle for such seismic streamers. As non-limiting examples of such methods, the “approximate direction” for a seismic streamer can be defined as a line connecting one end of the seismic streamer to the other end; alternatively, the approximate direction can be defined as the line of best fit, which can be calculated discretely or continuously in various ways.

"Требуемый угол сноса". В данном контексте этот термин относится к углу сноса, который оператор или система управления пытается заставить сейсмическую косу образовать относительно оси отсчета. Как правило, хотя и не всегда, "требуемый угол сноса" будет представлять собой ориентацию сейсмической косы вдоль прямой линии. Однако, как указано выше, этот термин следует также толковать как охватывающий любой подходящий способ определения среднего или приблизительного требуемого угла для таких сейсмических кос."Required drift angle". In this context, this term refers to the drift angle, which the operator or control system attempts to force the seismic streamer to form relative to the reference axis. Typically, though not always, the “required drift angle” will be the orientation of the seismic spit along a straight line. However, as noted above, this term should also be interpreted to encompass any suitable method for determining the average or approximate required angle for such seismic streamers.

"Автоматический". В данном контексте этот термин включает в себя любые действия, выполняемые аппаратным или программным устройством управления."Auto". In this context, this term includes any actions performed by a hardware or software control device.

"Соединенный". В данном контексте этот термин включает в себя соединение между компонента- 2 030344"Connected". In this context, this term includes the connection between component 2 030344

ми, прямое или непрямое.mi, direct or indirect.

"Устройство поперечного управления". В данном контексте этот термин включает в себя различные устройства для позиционирования сейсмических кос в поперечном направлении. В настоящем описании изобретения такие устройства могут называться по-разному: "устройства поперечного управления", "устройства управления боковым усилием", "птички", "устройства позиционирования", "устройства поперечного позиционирования" и "отклонители". Следует также понимать, что эти термины охватывают устройства, обеспечивающие дополнительные возможности, такие как управление глубиной; например, такие термины, как "устройства управления боковым усилием и глубиной", "БУГ" и им подобные также могут использоваться в качестве наименования таких устройств."Cross control device". In this context, this term includes various devices for positioning seismic streamers in the transverse direction. In the present description of the invention, such devices may be called differently: "lateral control devices", "lateral force control devices", "birds", "positioning devices", "transverse positioning devices" and "deflectors". It should also be understood that these terms encompass devices that provide additional capabilities, such as depth control; for example, terms such as “lateral force and depth control devices”, “BUG” and the like can also be used as the name of such devices.

На фиг. 1 показана типовая система морской геофизической съемки, которая может содержать набор сейсмических кос для геофизических исследований. Каждая из сейсмических кос может направляться в воде одним или несколькими устройствами поперечного управления, соединенными с каждой из кос. Система геофизической съемки содержит сейсморазведочное судно 10, движущееся по поверхности водоема 11, например, озера или океана. Сейсморазведочное судно 10 может везти оборудование, обозначенное, в целом, позицией 12 и для удобства совместно называемое "записывающей системой". Записывающая система 12, как правило, включает в себя устройства, такие как блок записи данных (не показанный отдельно) для выполнения записи сигналов, генерируемых различными датчиками системы сбора данных, в зависимости от времени. Записывающая система 12 также содержит, как правило, навигационное оборудование (не показанное отдельно) для определения и записи в выбранные моменты времени геодезического положения судна 10, и, с помощью других устройств, раскрытых ниже, геодезического положения каждого из набора геофизических датчиков 22, расположенных в пространственно разнесенных местах вдоль сейсмических кос 20, буксируемых сейсморазведочным судном 10.FIG. 1 shows a typical marine geophysical survey system, which may contain a set of seismic streamers for geophysical surveys. Each of the seismic streamers can be guided in the water by one or more transverse control devices connected to each of the streamers. The geophysical survey system contains a seismic survey vessel 10 moving along the surface of a reservoir 11, for example, a lake or ocean. The seismic survey vessel 10 may carry equipment, generally designated 12, and for convenience, collectively referred to as a “recording system”. The recording system 12 typically includes devices, such as a data recorder (not shown separately) for recording the signals generated by various sensors of the acquisition system, depending on time. The recording system 12 also typically contains navigation equipment (not shown separately) for determining and recording, at selected times, the geodesic position of the vessel 10, and, using other devices disclosed below, the geodetic position of each of the set of geophysical sensors 22 located in spatially separated locations along the seismic streamers 20 towed by a seismic survey vessel 10.

В одном из примеров устройство для определения геодезического положения может представлять собой приемник 2А сигналов геодезического положения, такой как приемник глобальной навигационной спутниковой системы СР8, схематически обозначенный позицией 12А. Специалистам известны также другие устройства для определения геодезического положения, например другие глобальные навигационные спутниковые системы. Упомянутые выше элементы записывающей системы 12 знакомы специалистам, и, за исключением приемника 12А, регистрирующего геодезическое положение, не показаны отдельно на чертежах в настоящем документе для ясности иллюстрации.In one example, a device for determining a geodetic position may be a receiver 2A of signals of a geodetic position, such as a receiver of the CP8 global navigation satellite system, schematically indicated by the position 12A. Specialists are also aware of other devices for determining geodesic position, for example, other global navigation satellite systems. The elements of the recording system 12 mentioned above are familiar to those skilled in the art, and, with the exception of the receiver 12A recording the geodetic position, are not shown separately in the drawings in this document for clarity of illustration.

Геофизические датчики 22 могут представлять собой геофизические датчики любого типа, известного специалистам. Неограничивающими примерами таких датчиков являются сейсмические датчики, реагирующие на движение частиц, такие как геофоны или акселерометры, сейсмические датчики, реагирующие на давление, сейсмические датчики, реагирующие на временной градиент давления, электроды, магнетометры, датчики температуры или комбинации перечисленных типов. В различных вариантах осуществления настоящего изобретения геофизические датчики 22 могут измерять, например, энергию сейсмических или электромагнитных волн, первично отраженных или преломленных различными структурами геологической среды, расположенными ниже подошвы водного слоя 11, в ответ на волну, направляемую в геологическую среду энергоисточником 17. Сейсмическая волна, например, может испускаться сейсмоисточником или группой таких источников, размещаемых в водоеме 11 и буксируемых сейсморазведочным судном 10 или другим судном (не показано). Электромагнитную энергию можно обеспечить благодаря пропусканию электрического тока через проволочную рамку или пару электродов (не показаны для ясности). Энергоисточник (не показан) может буксироваться в водоеме 11 сейсморазведочным судном 10 или другим судном (не показано). Записывающая система 12 может также содержать оборудование управления энергоисточником (не показано отдельно) для избирательного управления энергоисточником 17.Geophysical sensors 22 may be any type of geophysical sensors known to those skilled in the art. Non-limiting examples of such sensors are seismic sensors that respond to particle motion, such as geophones or accelerometers, pressure-sensitive seismic sensors, seismic sensors that respond to a temporal pressure gradient, electrodes, magnetometers, temperature sensors, or combinations of these types. In various embodiments of the present invention, geophysical sensors 22 can measure, for example, the energy of seismic or electromagnetic waves, initially reflected or refracted by various geological structures located below the bottom of the water layer 11, in response to a wave sent to the geological environment by energy source 17. Seismic wave For example, it may be emitted by a seismic source or a group of such sources placed in a reservoir 11 and towed by a seismic survey vessel 10 or another vessel (not rendered). Electromagnetic energy can be provided by passing an electric current through a wire frame or a pair of electrodes (not shown for clarity). The power source (not shown) may be towed in the reservoir 11 by seismic survey vessel 10 or by another vessel (not shown). The recording system 12 may also contain energy source control equipment (not shown separately) for selectively controlling the energy source 17.

В сейсморазведочной системе, показанной на фиг. 1, имеются четыре сейсмических косы 20, буксируемых сейсморазведочным судном 10. Однако количество сейсмических кос, показанных на фиг. 1, служит только для целей иллюстрации настоящего изобретения и не ограничивает количество кос, используемых в любом конкретном варианте осуществления. Как объяснялось в разделе "Уровень техники" настоящего документа, в морских системах сбора геофизических данных, таких как система, показанная на фиг. 1, содержащих набор сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении, сейсмические косы 20, как правило, присоединены к буксировочному оборудованию, закрепляющему передний конец каждой из сейсмических кос 20 в выбранном поперечном положении по отношению к соседним сейсмическим косам и сейсморазведочному судну 10. Как показано на фиг. 1, буксировочное оборудование может содержать два паравана 14, присоединенных к сейсморазведочному судну 10 при помощи буксировочных канатов 8 параванов. Параваны 14 представляют собой крайние компоненты зоны охвата сейсмической косы и используются для обеспечения некоторого расстояния между буксируемыми сейсмическими косами.In the seismic survey system shown in FIG. 1, there are four seismic streamers 20 towed by a seismic survey vessel 10. However, the number of seismic streamers shown in FIG. 1, serves only to illustrate the present invention and does not limit the number of braids used in any particular embodiment. As explained in the “BACKGROUND” section of this document, in marine geophysical data acquisition systems, such as the system shown in FIG. 1, containing a set of seismic streamers spatially separated in the transverse direction, seismic streamers 20 are generally attached to towing equipment securing the front end of each of the seismic streamers 20 in a selected transverse position relative to adjacent seismic streamers and the seismic survey vessel 10. As shown in fig. 1, the towing equipment may contain two paravanes 14 attached to the seismic survey vessel 10 by means of towing cables of 8 paravanes. Paravanes 14 are extreme components of the seismic spit coverage area and are used to provide some distance between the towed seismic streamers.

Каждый из двух буксировочных канатов 8 параванов присоединен к сейсморазведочному судну 10 одним концом с помощью лебедки 19 или аналогичного устройства для намотки каната, позволяющего изменять длину выпущенной части каждого буксировочного каната 8 паравана. В показанном варианте осуществления дальний конец каждого буксировочного каната 8 паравана соединен с параванами 14.Each of the two towing ropes of 8 para-vans is connected to the seismic survey vessel 10 at one end using a winch 19 or a similar rope-winding device, which allows you to change the length of the released part of each towing para-8 cable. In the shown embodiment, the far end of each towing cable 8 of the paravan is connected to the paravanes 14.

- 3 030344- 3 030344

Каждому из параванов 14 придана форма, обеспечивающая поперечную составляющую движения к различным буксировочным компонентам, размещаемым в водоеме 11, когда параваны 14 движутся по нему. Поперечная составляющая движения каждого паравана 14 направлена противоположно поперечной составляющей другого паравана 14. Объединенная поперечная составляющая движения обоих параванов 14 отдаляет параваны 14 друг от друга до тех пор, пока это не приведет к натяжению одного или нескольких распределительных канатов или тросов 24, соединенных концами между параванами 14.Each of the paravan 14 is shaped to provide the transverse component of the movement to the various towing components placed in the reservoir 11 when the paravan 14 moves on it. The transverse component of the movement of each paravan 14 is directed oppositely to the transverse component of the other paravan 14. The combined transverse component of the movement of both paravan 14 separates the paravan 14 from each other until it leads to tension of one or several distribution ropes or cables 24 connected by ends between the paravanes 14.

Каждая из сейсмоприемных кос 20 может быть присоединена своим осевым концом, ближайшим к сейсморазведочному судну 10 ("передний конец"), к концевому устройству 20А соответствующего буксировочного троса-кабеля. Концевые устройства 20А буксировочных тросов-кабелей могут быть присоединены или связаны с распределительными канатами или тросами 24, чтобы зафиксировать поперечные положения сейсмических кос 20 по отношению друг к другу и к продольной оси симметрии сейсморазведочного судна 10. Электрическое, оптическое и (или) любое другое подходящее соединение между соответствующими компонентами в записывающей системе 12 и, в конечном счете, между геофизическими датчиками 22 (и/или другими схемами) в сейсмических косах 20, находящихся с внутренней стороны боковых краев системы, может быть выполнено с помощью внутренних буксировочных тросовкабелей 18, каждый из которых оканчивается соответствующим концевым устройством 20А. Концевое устройство 20А буксировочных тросов-кабелей расположено на переднем конце каждой сейсмической косы 20. Соответствующее электрическое, оптическое и (или) другое подходящее соединение между соответствующими компонентами записывающей системы 12 и геофизическими датчиками 22 в крайних боковых сейсмических косах 20 может быть выполнено с помощью соответствующих концевых устройств 20А с использованием крайних буксировочных тросов-кабелей 16. Каждый из внутренних буксировочных тросов-кабелей 18 и крайних буксировочных тросов-кабелей 16 может разворачиваться с помощью соответствующей лебедки 19 или аналогичного устройства для намотки каната таким образом, чтобы можно было изменять длину выпущенной части каждого троса-кабеля 16, 18. Тип буксировочного оборудования, присоединяемого к переднему концу каждой сейсмической косы, показанный на фиг. 1, предназначен только для того, чтобы проиллюстрировать тип оборудования, которое может буксировать в воде группу сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении. В других примерах системы сбора геофизических данных согласно настоящему описанию изобретения могут использовать другие буксировочные конструкции.Each of the streamers 20 can be connected with its axial end, closest to the seismic survey vessel 10 ("front end"), to the end device 20A of the corresponding towing cable. End devices 20A of towing cables may be connected or connected to distribution ropes or cables 24 to fix the transverse positions of the seismic streamers 20 relative to each other and to the longitudinal axis of symmetry of the seismic survey vessel 10. Electrical, optical and (or) any other suitable the connection between the corresponding components in the recording system 12 and, ultimately, between the geophysical sensors 22 (and / or other schemes) in the seismic streamers 20, located on the inside The lateral edges of the system can be made using internal towing cables 18, each of which ends with a corresponding end device 20A. The end device 20A of the towing cable-cables is located at the front end of each seismic spit 20. A suitable electrical, optical and / or other suitable connection between the respective components of the recording system 12 and the geophysical sensors 22 in the outermost side seismic spit 20 can be made using the corresponding end devices 20A using the last towing cables 16. Each of the internal towing cables 18 and the last towing cables 16 m It can be deployed using a suitable winch 19 or similar device for winding the rope so that the length of the ejected part of each cable-cable 16, 18 can be changed. The type of towing equipment attached to the front end of each seismic spit shown in FIG. 1 is intended only to illustrate the type of equipment that can tow a group of seismic streamers spatially separated in the water in the water. In other examples, geophysical data acquisition systems according to the present disclosure may use other tow structures.

Система сбора данных, показанная на фиг. 1, может также содержать набор устройств 26 поперечного управления, соединенных с каждой из сейсмических кос 20 в выбранных положениях по длине каждой сейсмической косы 20. Каждое устройство 26 поперечного управления может содержать одну или несколько поворотных поверхностей управления (не показанных отдельно на фиг. 1; см. пример осуществления на фиг. 2), которые, при переходе к выбранной вращательной ориентации по отношению к направлению движения таких поверхностей в воде 11, создают гидродинамическую подъемную силу в выбранном направлении, подталкивающую сейсмическую косу 20 в выбранном направлении. Таким образом, такие устройства 26 поперечного управления могут использоваться для поддержания выбранной ориентации сейсмических кос 20. Однако конкретная конструкция устройств 26 поперечного управления не ограничивает объем настоящего изобретения.The data acquisition system shown in FIG. 1 may also contain a set of transverse control devices 26 connected to each of the seismic streamers 20 at selected positions along the length of each seismic streamer 20. Each transverse control device 26 may contain one or more rotatable control surfaces (not shown separately in Fig. 1; see the example of the implementation in Fig. 2), which, when moving to the chosen rotational orientation with respect to the direction of movement of such surfaces in water 11, create a hydrodynamic lifting force in the chosen direction, n push seismic spit 20 in a selected direction. Thus, such transverse control devices 26 can be used to maintain the selected orientation of seismic streamers 20. However, the specific design of transverse control devices 26 does not limit the scope of the present invention.

В одном из вариантов осуществления устройства определения положения могут быть связаны с устройствами 26 поперечного управления. В одном из примеров устройство определения положения может представлять собой акустическое дальномерное устройство ("АДУ") 26А. Такие АДУ, как правило, содержат ультразвуковой приемопередатчик или передатчик и электронную схему, выполненные с возможностью инициирования излучения импульсов акустической энергии приемопередатчиком. Время пробега акустических волн между передатчиком и приемником, расположенным на расстоянии от него, например, по длине той же сейсмической косы и (или) на другой сейсмической косе, связано с расстоянием между передатчиком и приемником и скоростью распространения акустической волны в воде. Можно предположить, что скорость распространения акустической волны в воде при проведении сейсморазведочных работ по существу не изменяется, или может быть измерена каким-либо устройством, таким как испытательная ячейка для определения скорости в воде. Альтернативно или дополнительно, АДУ могут располагаться в выбранных положениях вдоль каждой из сейсмических кос, не совмещенных с устройствами 26 поперечного управления. Такие АДУ обозначены позицией 23 на фиг. 1. Каждое из АДУ 26А, 23 может обмениваться сигналами с записывающей системой 12 таким образом, чтобы в любой момент времени расстояние между любыми двумя АДУ 26А, 23 на любой из сейсмических кос 20 поддавалось определению. Одно или несколько АДУ могут помещаться в выбранных положениях в непосредственной близости от кормовой оконечности сейсморазведочного судна 10, чтобы относительные расстояния между выбранными положениями судна 10 и любым из АДУ на сейсмических косах также можно было определить.In one of the embodiments of the device for determining the position can be associated with devices 26 lateral control. In one example, the positioning device may be an acoustic distance measuring device (“HELL”) 26A. Such HELLs, as a rule, contain an ultrasonic transceiver or transmitter and an electronic circuit, configured to initiate the emission of acoustic energy pulses by the transceiver. The travel time of acoustic waves between the transmitter and the receiver located at a distance from it, for example, along the length of the same seismic spit and (or) on another seismic spit, is related to the distance between the transmitter and receiver and the speed of propagation of an acoustic wave in water. It can be assumed that the speed of propagation of an acoustic wave in water during seismic exploration does not substantially change, or can be measured by a device, such as a test cell for determining the velocity in water. Alternatively or additionally, the ADPs may be located at selected positions along each of the seismic streamers that are not aligned with the transverse control devices 26. Such HELLs are denoted by 23 in FIG. 1. Each of the ADA 26A, 23 can exchange signals with the recording system 12 so that at any time the distance between any two ADUs 26A, 23 on any of the seismic streamers 20 can be determined. One or more ADRs can be placed in selected positions in the immediate vicinity of the aft end of the seismic survey vessel 10, so that the relative distances between the selected positions of the vessel 10 and any of the ADRs on the seismic streamers can also be determined.

Сейсмические косы 20 могут, дополнительно или альтернативно, содержать набор датчиков 29 курса, пространственно разнесенных по длине каждой сейсмической косы 20. Датчики 29 курса могут представлять собой геомагнитные датчики направления, например, магнитные компасные устройства, прикрепленные снаружи к сейсмической косе 20. Датчики 29 курса формируют сигнал, указывающий курсSeismic spit 20 may, additionally or alternatively, contain a set of course sensors 29 spatially separated along the length of each seismic spit 20. Course sensors 29 may be geomagnetic directional sensors, for example, magnetic compass devices attached externally to seismic spit 20. Course sensors 29 form a signal indicating the course

- 4 030344- 4 030344

(направление на северный магнитный полюс) сейсмической косы 20 в осевом положении датчика 29 курса вдоль соответствующей сейсмической косы. Измерения такого курса в пространственно разнесенных местах вдоль каждой сейсмической косы могут использоваться для интерполяции ориентации (включая пространственное распределение) каждой сейсмической косы.(direction to the north magnetic pole) seismic spit 20 in the axial position of the sensor 29 of the course along the corresponding seismic spit. Measurements of such a course in spatially separated locations along each seismic streamer can be used to interpolate the orientation (including spatial distribution) of each seismic streamer.

На дальнем конце каждой сейсмической косы 20 может располагаться хвостовой буй 25. Хвостовой буй 25 может содержать, помимо прочих измерительных устройств, приемник 25А геодезического положения, например, ОРЗ-приемник, позволяющий определять геодезическое положение каждого хвостового буя 25. Приемник 25А геодезического положения в каждом хвостовом буе 25 может обмениваться сигналами с записывающей системой 12.At the far end of each seismic spit 20, a tail buoy 25 may be located. The tail buoy 25 may contain, among other measuring devices, a geodetic receiver 25A, for example, an ARD receiver, which allows to determine the geodetic position of each tail buoy 25. Geodetic receiver 25A in each position the tail buoy 25 can exchange signals with the recording system 12.

Определяя расстояние между АДУ 26А, 23, включающее одно или несколько АДУ на сейсморазведочном судне 10, и (или) интерполируя пространственное распределение сейсмических кос по результатам измерений, осуществляемых с помощью датчика 29 курса, можно выполнить оценку ориентации каждой сейсмической косы 20. Ориентация сейсмических кос 20 может совместно называться "ориентацией группы".Determining the distance between the ADA 26A, 23, including one or more HELLs on the seismic survey vessel 10, and (or) interpolating the spatial distribution of seismic streamers from measurements taken using the course sensor 29, you can evaluate the orientation of each seismic streamer 20. Orientation of seismic streamers 20 may be collectively referred to as “group orientation”.

Различные компоненты измерения положения, описанные выше, включая относящиеся к датчикам 29 курса, АДУ 26А, 23 и, в случае их использования, к дополнительным приемникам 25А геодезического положения в хвостовых буях 25, могут использоваться по отдельности или в любой комбинации. АДУ и датчики курса для удобства могут называться датчиками "определения относительного положения". Определяя относительные положения в каждой точке вдоль каждой сейсмической косы по отношению к выбранной точке на сейсморазведочном судне или энергоисточнику, можно определить геодезическое положение каждой из таких точек сейсмической косы, если геодезическое положение судна или энергоисточника определено. Как объяснялось выше, навигационная часть записывающей системы 12 может содержать ОРЗ-приемник или любой другой геодезический приемник 12А. В некоторых примерах энергоисточник 17 может также включать в себя геодезический приемник 17А, такой как ОРЗ-приемник.The various components of the position measurement described above, including those related to the course sensors 29, ADU 26A, 23 and, if used, to the additional geodetic position receivers 25A in the tail buoys 25, can be used individually or in any combination. HELL and course sensors may be referred to as “relative position determination” sensors for convenience. By determining the relative positions at each point along each seismic streamer with respect to the selected point on the seismic survey vessel or energy source, it is possible to determine the geodetic location of each of these seismic streamer points, if the geodetic position of the vessel or energy source is determined. As explained above, the navigation part of the recording system 12 may comprise an ORZ receiver or any other geodetic receiver 12A. In some examples, the energy source 17 may also include a geodetic receiver 17A, such as an ORZ receiver.

В процессе работы системы сбора геофизических данных, показанной на фиг. 1, может понадобиться отрегулировать поперечное положение частей сейсмических кос 20, чтобы сохранить требуемую ориентацию сейсмической косы или группы во время геофизической разведки. Записывающая система 12 может быть выполнена с возможностью передачи подходящих управляющих сигналов на каждое устройство 26 поперечного управления, чтобы перемещать соответствующие части каждой сейсмической косы 20 в поперечном направлении. Такое поперечное перемещение может быть выбрано таким образом, чтобы каждая точка по длине каждой сейсмической косы находилась в заданном относительном положении в любой момент времени. Относительные положения могут быть привязаны в положению сейсморазведочного судна 10 или энергоисточника 17. Примеры различных режимов управления ориентацией группы согласно настоящему описанию изобретения приведены ниже.During the operation of the geophysical data acquisition system shown in FIG. 1, it may be necessary to adjust the lateral position of the portions of the seismic streamers 20 to maintain the desired orientation of the seismic streamer or group during geophysical prospecting. The recording system 12 may be configured to transmit suitable control signals to each transverse control device 26 in order to move the corresponding parts of each seismic spit 20 in the transverse direction. Such lateral movement can be chosen so that each point along the length of each seismic spit is in a given relative position at any time. The relative positions can be tied to the position of the seismic survey vessel 10 or the energy source 17. Examples of various orientation control modes of the group according to the present description of the invention are given below.

Во время работы показанной на фиг. 1 системы сбора данных, используемой для сейсморазведки, например, может оказаться желательным расположить сейсмические косы 20 как можно более равномерно позади сейсморазведочного судна 10, чтобы избежать пропусков в области съемки. "Равномерно" или "ровно" в настоящем контексте означает, что желательно расположить сейсмические косы 20 параллельно друг другу по всей длине, чтобы между соседними сейсмическими косами были равные продольные расстояния, и чтобы сейсмические косы шли параллельно в выбранном направлении. Отклонение от такого равномерного расположения, помимо прочих причин, может быть вызвано разрывными течениями, поперечными течениями и струями от винта сейсморазведочного судна 10. Пропуски в области съемки возникают в состоянии, при котором сейсмические датчики расположены более редко, чем было бы в случае равномерной ориентации группы, как определено выше.During the operation shown in FIG. 1 of the acquisition system used for seismic surveys, for example, it may be desirable to position the seismic streamers 20 as evenly as possible behind the seismic survey vessel 10 in order to avoid gaps in the survey area. "Evenly" or "exactly" in the present context means that it is desirable to arrange the seismic streamers 20 parallel to each other along the entire length, so that there are equal longitudinal distances between the adjacent seismic streamers and that the seismic streamers run parallel in the chosen direction. The deviation from such a uniform arrangement, among other reasons, may be caused by discontinuous currents, transverse currents and jets from the screw of the seismic survey vessel 10. Gaps in the survey area arise in a state in which seismic sensors are located more rarely than would be the case if the group were evenly oriented as defined above.

Для целей настоящего описания изобретения термин "параллельно можно определить как «приблизительное направление» сейсмических кос, как отмечалось выше. Среднему специалисту в данной области техники будет понятно, что для различных целей могут оказаться достаточными различные уровни параллельности. Например, в различных вариантах осуществления две сейсмические косы могут считаться параллельными, если их приблизительные направления различаются не более чем на 0,1°, 0,5°, 1°, 2°, 3°, 4°, 5°, 10°, 15° или 20°. Для целей настоящего описания изобретения под параллельными могут подразумеваться "имеющие приблизительные направления в пределах 5°", а под "практически параллельными" - "имеющие приблизительные направления в пределах 10°".For the purposes of the present description, the term "in parallel" can be defined as the “approximate direction” of seismic streamers, as noted above. It will be clear to one of ordinary skill in the art that different levels of parallelism may suffice for different purposes. For example, in different embodiments, two seismic braids can be considered parallel if their approximate directions differ by no more than 0.1 °, 0.5 °, 1 °, 2 °, 3 °, 4 °, 5 °, 10 °, 15 ° or 20 °. the present description was invented I'm under the parallel may mean "having the approximate direction in the range of 5 °", and by "substantially parallel" - "having the approximate direction within 10 °".

На фиг. 2 показан пример "птички" (регулятора поперечного положения) 30, способной обеспечивать управление сейсмической косой в поперечном направлении.FIG. 2 shows an example of a "bird" (lateral position adjuster) 30 capable of providing control of a seismic oblique in the transverse direction.

Регулятор 30 содержит крепежные приспособления 32 для присоединения к сейсмической косе 20. При движении сейсмической косы 20 и регулятора 30 в воде угол крыла 34 относительно оси 33 крыла определяет величину бокового усилия, обеспечиваемого регулятором 30 для сейсмической косы 20. Этим углом крыла можно управлять, используя набор регуляторов 30, прикрепленных к сейсмической косе 20, для обеспечения требуемой величины и направления бокового усилия в различных точках по длине сейсмической косы 20, чтобы изменять ориентацию сейсмической косы. Из уровня техники известно много различных типов устройств поперечного управления, поэтому регулятор 30 представлен только в качестве примера такого устройства.The regulator 30 contains fasteners 32 for connection to the seismic spit 20. When the seismic spit 20 and the regulator 30 move in the water, the angle of the wing 34 relative to the axis 33 of the wing determines the amount of lateral force provided by the adjuster 30 for the seismic spit 20. This wing angle can be controlled using a set of regulators 30 attached to the seismic spit 20 to provide the required magnitude and direction of the lateral force at various points along the length of the seismic spit 20 to change the orientation of the seismic spit. Many different types of transverse control devices are known in the art, therefore, controller 30 is presented only as an example of such a device.

- 5 030344- 5 030344

На фиг. 3 показаны примеры осей отсчета, относительно которых можно измерять угол сноса сейсмической косы. Курс сейсморазведочного судна 10 представляет собой один из практичных вариантов выбора, представленный на чертеже в виде курсовой оси 50. На следующих чертежах будет использоваться курсовая ось 50; возможны также и другие варианты, раскрытые ниже.FIG. 3 shows examples of reference axes relative to which the drift angle of a seismic streamer can be measured. The course of the seismic survey vessel 10 is one of the practical options presented in the drawing in the form of a course axis 50. In the following drawings, the course axis 50 will be used; other options are also possible, as described below.

При наличии поперечного течения 52 фактическое направление перемещения сейсморазведочного судна 10 может отличаться от его курса; таким образом, это направление перемещения также может использоваться в качестве оси отсчета. Оно показано в виде направления оси 54 перемещения. Другие возможные варианты включают истинный север 56 и магнитный север 58. Другие возможные варианты (не показаны) включают направление переднего конца сейсмической косы и направление расположения точек возбуждения до начала работ при сейсмосъемке. Под "направлением расположения точек возбуждения до начала работ" подразумевается идеальный путь судна. Например, при трехмерной съемке линии расположения точек возбуждения, как правило, представляют собой равномерно распределенные, параллельные (или практически параллельные) линии, идущие вдоль района исследований и разделенные расстоянием, равным ширине района, охватываемой за один проход. При четырехмерной съемке направление расположения точек возбуждения до начала работ, как правило, следует фактическому предыдущему пути судна. Таким образом, направление расположения точек возбуждения до начала работ может быть постоянным (таким как для каждой линии при трехмерной съемке) или переменным (таким как при четырехмерных съемках).In the presence of transverse flow 52, the actual direction of movement of the seismic survey vessel 10 may differ from its course; thus, this direction of movement can also be used as a reference axis. It is shown in the direction of the axis of movement 54. Other possible options include true north 56 and magnetic north 58. Other possible options (not shown) include the direction of the front end of the seismic streamer and the direction of the location of the excitation points prior to the commencement of seismic surveys. Under the "direction of the location of the points of excitation before the start of work" means the ideal path of the vessel. For example, in a three-dimensional survey, the lines of location of the excitation points, as a rule, are uniformly distributed, parallel (or almost parallel) lines running along the study area and separated by a distance equal to the width of the area covered in one pass. With a four-dimensional survey, the direction of the location of the excitation points prior to the start of work, as a rule, follows the actual previous path of the vessel. Thus, the direction of the location of the points of excitation before the start of work can be constant (such as for each line in three-dimensional shooting) or variable (such as in four-dimensional shooting).

В некоторых вариантах осуществления линии расположения точек возбуждения до начала работ могут быть кольцевыми. Например, идеальный путь судна может представлять собой ряд перекрывающихся, непрерывно связанных окружностей. Эти окружности могут иметь приблизительно один и тот же фокус или разные фокусы. В некоторых вариантах осуществления траектории движения сейсмических кос 20 равномерно распределены по заданному участку вокруг линии расположения точек возбуждения до начала работ. Например, сейсмические косы 20 могут равномерно распределяться по заданной ширине поперечного пространства.In some embodiments, the implementation of the line location of the points of excitation before the start of work may be circular. For example, a ship’s ideal path may be a series of overlapping, continuously connected circles. These circles can have approximately the same trick or different tricks. In some embodiments, the implementation of the trajectory of movement of seismic streamers 20 are evenly distributed in a given area around the line of the location of the points of excitation before the start of work. For example, seismic spit 20 can be uniformly distributed over a given width of the transverse space.

Выше были представлены некоторые из наиболее широко используемых вариантов выбора; однако в качестве оси отсчета может служить любая подходящая ось, просто обеспечивающая систему отсчета для измерения углов сноса сейсмической косы.Above were presented some of the most widely used choices; however, any suitable axis that simply provides a reference system for measuring the drift angle of a seismic streamer can serve as the reference axis.

На фиг. 4А показано сейсморазведочное судно 10, буксирующее набор сейсмических кос 20. Для простоты параваны 14, буксировочные канаты 8 параванов, буксировочные тросы-кабели 16 и 18, концевые устройства 20А буксировочных тросов-кабелей и распределительные канаты или тросы 24 не показаны отдельно на этом и последующих чертежах. Эти различные компоненты объединены в такелажную оснастку 64. Кроме того, различные устройства, располагающиеся по длине сейсмических кос 20, опущены для простоты.FIG. 4A shows a seismic survey vessel 10 towing a set of seismic streamers 20. For simplicity, paravans 14, towing ropes 8 paravanes, towing cables-cables 16 and 18, trailer cables 20a end devices and distribution ropes or cables 24 are not shown separately on this and subsequent drawings. These various components are combined into rigging rigging 64. In addition, various devices located along the length of the seismic streamers 20 are omitted for simplicity.

Как показано на чертеже, курсовая ось 50 выбрана в этом примере в качестве оси отсчета. Сейсмические косы 20 показаны ориентированными под начальным углом 62 сноса относительно курсовой оси 50. Управляющее оборудование (не показано) может быть выполнено с возможностью управления регуляторами поперечного положения, расположенными вдоль каждой сейсмической оси 20, для получения необходимых углов крыльев, поддерживающих конкретный угол сноса. Как правило, желательно, чтобы сейсмические косы имели угол сноса, близкий к нулю (относительно курсовой оси 50 или направления оси 54 перемещения). Однако при наличии поперечных течений достижение нулевого угла сноса не всегда осуществимо физически. Кроме того, поперечные течения могут изменяться как в зависимости от времени по мере проведения съемки, так и в зависимости от положения вдоль длины сейсмических косAs shown in the drawing, the course axis 50 is selected in this example as the reference axis. The seismic tresses 20 are shown oriented at an initial drift angle 62 relative to the axis of the axis 50. Control equipment (not shown) can be configured to control the transverse position regulators along each seismic axis 20 to obtain the required angles of the wings supporting the specific drift angle. As a rule, it is desirable for seismic streamers to have a drift angle close to zero (relative to the heading axis 50 or the direction of the axis 54 of displacement). However, in the presence of transverse currents, achieving a zero drift angle is not always physically feasible. In addition, transverse currents can vary both as a function of time as the survey is conducted, and as a function of position along the length of seismic streamers.

20. Так, в некоторых случаях регулятор может испытывать воздействие особенно сильного поперечного течения, которому необходимо противодействовать в целях сохранения угла сноса. Соответственно чтобы обеспечить величину усилия, необходимую для сохранения конкретного угла сноса и (или) ориентации сейсмической косы, некоторые регуляторы могут принимать положения, при которых углы их крыльев становятся чрезмерно большими. Увеличение усилия, формируемого регулятором, способствует повышению создаваемых при этом турбулентности и помех, что может негативно сказаться на качестве данных, собираемых в ходе сейсмосъемки. Соответственно в некоторых ситуациях может оказаться желательным снизить помехи, создаваемые регуляторами, за счет изменения угла сноса. В одном из вариантов осуществления это изменение может включать в себя увеличение угла сноса.20. Thus, in some cases, the regulator may be affected by a particularly strong cross-flow, which must be counteracted in order to maintain the drift angle. Accordingly, in order to provide the magnitude of the force required to maintain a specific drift angle and / or orientation of the seismic streamer, some regulators may assume positions at which the angles of their wings become excessively large. Increasing the effort generated by the regulator contributes to the increased turbulence and interference, which can adversely affect the quality of the data collected during seismic surveys. Accordingly, in some situations it may be desirable to reduce the interference caused by the regulators by changing the drift angle. In one embodiment, this change may include an increase in the drift angle.

Согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения изменение угла сноса можно осуществить, попытавшись определить угол сноса, при котором уменьшается сумма усилий, формируемых регуляторами (или любым выбранным поднабором регуляторов, или усилие, формируемое конкретным регулятором). В некоторых вариантах осуществления угол сноса можно определить, чтобы попытаться минимизировать или значительно снизить такие усилия. Поскольку минимизация не всегда может оказаться возможной или практически осуществимой, в качестве приближенной минимизации можно использовать приемлемый альтернативный вариант. Разные уровни приближенной минимизации могут считаться достаточными в различных вариантах осуществления. Например, максимальное усилие, прикладываемое регулятором, может быть принято за 100%, при этом фактическое минимально возможное усилие может быть принято за 0%. Однако в контексте настоящего описания изобретения терминAccording to one embodiment of the present invention, the drift angle can be changed by trying to determine the drift angle at which the sum of the forces generated by the regulators (or by any selected subset of regulators, or the force generated by a particular regulator) decreases. In some embodiments, the drift angle can be determined to try to minimize or significantly reduce such efforts. Since minimization may not always be possible or feasible, an acceptable alternative can be used as an approximate minimization. Different levels of approximate minimization can be considered sufficient in various embodiments. For example, the maximum force applied by the regulator can be taken as 100%, while the actual minimum effort can be taken as 0%. However, in the context of the present description, the term

- 6 030344- 6 030344

"минимизация" следует толковать как включающий значения, не превышающие 5% максимального усилия. Термин "приближенная минимизация" следует толковать как включающий значения, не превышающие 20% максимального усилия. В различных других вариантах осуществления достаточными могут считаться значения, не превышающие 0,1%, 0,5%, 1%, 2%, 3%, 4%, 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30%, 35%, 40%, 45%, или 50% максимального усилия.“minimization” should be interpreted as including values not exceeding 5% of the maximum force. The term “approximate minimization” should be interpreted as including values not exceeding 20% of the maximum force. In various other embodiments, the implementation can be considered sufficient values that do not exceed 0.1%, 0.5%, 1%, 2%, 3%, 4%, 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30 %, 35%, 40%, 45%, or 50% of maximum effort.

Таким образом, можно определить требуемый угол сноса, уменьшающий, минимизирующий или приближенно минимизирующий требуемую сумму усилий. Этот требуемый угол сноса стремится просто отслеживать среднее поперечное течение. Такой вариант осуществления может быть полезным в случаях, когда фактический угол сноса не имеет особого значения, однако важно свести к минимуму помехи, создаваемые регулятором. Помехи регулятора, как правило, представляют собой более серьезную проблему, чем угол сноса, поэтому среднему специалисту в данной области техники понятна необходимость выбора оптимального соотношения между управлением и приемлемым уровнем помех. Кроме того, в некоторых случаях достижение требуемого угла сноса оказывается невозможным или практически неосуществимым вследствие сильных поперечных течений; в таких случаях предпочтительным может оказаться использование стратегии, позволяющей углу сноса отслеживать среднее поперечное течение, поддерживая сейсмические косы выпрямленными и разнесенными на нужное расстояние.Thus, it is possible to determine the required drift angle, which reduces, minimizes, or approximately minimizes the required amount of effort. This required drift angle tends to simply track the average lateral flow. Such an implementation option may be useful in cases where the actual drift angle is not particularly significant, however, it is important to minimize interference from the regulator. Regulator interference is usually a more serious problem than the angle of drift, so the average person skilled in the art understands the need to choose the optimal ratio between control and an acceptable level of interference. In addition, in some cases, the achievement of the desired angle of drift is impossible or practically impracticable due to strong transverse currents; in such cases, it may be preferable to use a strategy that allows the drift angle to track the average transverse flow, keeping the streamers straightened and spaced the right distance.

На фиг. 4В показаны те же элементы, что и на фиг. 4А, но угол 62 сноса был отрегулирован до величины нового угла 72 сноса, увеличенного относительно угла 62 сноса. Фактические углы необязательно изображены с соблюдением масштаба. Увеличение с угла 62 сноса до нового угла 72 сноса, как правило, осуществляют с целью уменьшения усилий, формируемых регуляторами. Однако преследование различных целей может обусловить и другие значения нового угла 72 сноса.FIG. 4B shows the same elements as in FIG. 4A, but the drift angle 62 has been adjusted to the value of the new drift angle 72, increased relative to the drift angle 62. Actual angles are not necessarily drawn to scale. The increase from the demolition angle 62 to the new demolition angle 72, as a rule, is carried out in order to reduce the forces generated by the regulators. However, the pursuit of various goals may result in other values of the new angle 72 of the demolition.

Как описано выше, увеличение угла сноса, как правило, приводит к уменьшению усилий, создаваемых регулятором. Это уменьшение усилий может осуществляться однократно, непрерывно или периодически на основе значения усилий, создаваемых регулятором. В одном из вариантов осуществления уменьшение усилий может быть основано на мгновенных (например, кратковременно действующих) усилиях, создаваемых регуляторами. Уменьшение усилий может дополнительно включать в себя такие аспекты, как временную фильтрацию, усреднение по времени и (или) интегрирование величины усилий в целях подавления любой потенциальной неустойчивости и (или) колебаний заданного требуемого угла сноса, вызываемых регулировками угла сноса каждую секунду, когда кратковременные (например, при масштабе в одну секунду) изменения поперечных течений могут оказывать нежелательное сильное воздействие на требуемый угол сноса. Например, усилия, создаваемые регуляторами, могут усредняться за 30-секундный временной интервал, 60-секундный временной интервал, двухминутный временной интервал или любой другой подходящий интервал, чтобы определить требуемый угол сноса, менее зависимый от кратковременных флуктуации поперечных течений и усилий, создаваемых регуляторами.As described above, increasing the drift angle generally results in a decrease in the effort generated by the regulator. This reduction of forces can be carried out once, continuously or periodically based on the value of the forces generated by the regulator. In one embodiment, the reduction of effort may be based on the instantaneous (eg, short-term) forces generated by the regulators. Reduction of effort may additionally include aspects such as temporal filtering, time averaging, and (or) integrating the magnitude of the effort to suppress any potential instability and (or) fluctuations of a given desired drift angle caused by drift angle adjustments every second when short-term ( for example, with a scale of one second, changes in cross currents can have an undesirable strong effect on the desired drift angle. For example, the forces generated by the regulators can be averaged over a 30-second time interval, a 60-second time interval, a two-minute time interval, or any other suitable interval to determine the desired drift angle less dependent on the short-term fluctuations of the transverse currents and the forces generated by the regulators.

Требуемый угол сноса может определяться не только в целях уменьшения, минимизации или приближенной минимизации усилий, создаваемых регуляторами, но и для их удержания ниже некоторого требуемого порогового значения таким образом, чтобы требуемый угол сноса оставался при этом как можно близким к некоторому опорному углу сноса (например, к заданной идеальной величине). В этом варианте осуществления регулирование угла сноса может осуществляться однократно, непрерывно или периодически на основе создаваемых регулятором усилий. Угол сноса также может быть обусловлен мгновенными (например, кратковременно действующими) усилиями, создаваемыми регуляторами; однако угол сноса может включать в себя такие аспекты, как временную фильтрацию, усреднение по времени и (или) интегрирование величины усилий в целях подавления любой потенциальной неустойчивости и (или) колебаний определяемого требуемого угла сноса. Этот вариант осуществления может быть полезен в ситуациях, когда необходимо выбрать наилучшее компромиссное соотношение между оптимальным углом сноса и помехами со стороны регуляторов.The required drift angle can be determined not only to reduce, minimize or approximate minimization of the efforts created by the regulators, but also to keep them below a certain threshold value so that the desired drift angle remains as close as possible to some drift reference angle (for example , to a given ideal value). In this embodiment, the regulation of the angle of drift can be carried out once, continuously or periodically based on the efforts of the regulator. The drift angle can also be due to the instantaneous (for example, short-term acting) forces created by the regulators; however, the drift angle may include such aspects as temporal filtering, time averaging, and (or) integrating the magnitude of the effort to suppress any potential instability and / or fluctuations of the desired drift angle to be determined. This embodiment may be useful in situations where it is necessary to select the best compromise ratio between the optimum drift angle and interference from regulators.

Эти варианты осуществления, предусматривающие уменьшение усилий, создаваемых регуляторами, или поддержание усилий, создаваемых регуляторами, ниже определенного порога, могут также зависеть от некоторых условий. Например, система управления может потребовать от оператора подтверждения, прежде чем изменить угол сноса. В некоторых вариантах осуществления система управления может разрешить изменение угла сноса только по окончании прохождения съемочного профиля и перед началом следующего съемочного профиля, чтобы обеспечить единый угол сноса для каждого съемочного профиля.These embodiments of reducing the effort generated by the regulators, or maintaining the efforts created by the regulators below a certain threshold, may also depend on certain conditions. For example, the control system may require confirmation from the operator before changing the drift angle. In some embodiments, the control system may only allow the drift angle to be changed at the end of the shooting profile and before the next shooting profile, in order to provide a single drift angle for each shooting profile.

На фиг. 5А и 5В показан другой вариант осуществления, предусматривающий адаптацию ориентации сейсмической косы в ответ на усилия, создаваемые регуляторами. На фиг. 5А сейсморазведочное судно 10 буксирует сейсмические косы 20 при начальном угле сноса, приблизительно равном нулю, относительно курсовой оси 50. Эта конфигурация может оказаться желательной, чтобы получить оптимальную область съемки при относительно небольших поперечных течениях.FIG. 5A and 5B, another embodiment is shown that adapts the orientation of the seismic streamer in response to the forces generated by the regulators. FIG. 5A, the seismic survey vessel 10 tows the seismic streamers 20 at an initial drift angle, approximately zero, relative to the course axis 50. This configuration may be desirable in order to obtain an optimal survey area with relatively small transverse currents.

Однако как отмечалось выше, поперечные течения могут изменяться не только во времени, но и вдоль длины сейсмических кос 20. Как показано на фиг. 5В, сильное поперечное течение в передней части сейсмических кос 20 до некоторой степени отклоняет переднюю часть сейсмических кос 20. Однако сейсморазведочное судно 10 еще не прошло достаточное расстояние, чтобы задняя часть сейсмическихHowever, as noted above, transverse currents can vary not only in time, but also along the length of seismic streamers 20. As shown in FIG. 5B, the strong transverse flow at the front of the seismic streamers 20 deflects the front of the seismic streamers to some extent 20. However, the seismic survey vessel 10 has not yet traveled far enough to allow the rear of the seismic

- 7 030344- 7 030344

кос 20 столкнулась с этим поперечным течением. В такой ситуации может оказаться желательным адаптировать угол сноса сейсмической косы с учетом того факта, что задние части сейсмических кос 20, вероятно, будут испытывать воздействие такого поперечного течения, но позднее. Таким образом, можно выбрать требуемый угол сноса, чтобы с упреждением расположить задние части сейсмических кос 20 под углом сноса, учитывающим это сильное поперечное течение. Соответственно система управления задает новый требуемый угол 82 сноса.Spit 20 collided with this transverse flow. In such a situation, it may be desirable to adapt the drift angle of a seismic streamer, taking into account the fact that the rear parts of the seismic streamers 20 are likely to be affected by such a cross flow, but later. Thus, it is possible to select the desired drift angle in order to proactively position the rear portions of the seismic streamers 20 at the drift angle, taking into account this strong transverse flow. Accordingly, the control system sets a new required angle of drift 82.

После этого можно определить усилия регуляторов по длине сейсмических кос 20, чтобы установить требуемую ориентацию сейсмической косы по прямой линии при новом требуемом угле 82 сноса. Следует принимать во внимание, что, хотя идеально прямая линия может представлять собой оптимальное расположение сейсмической косы, в природе такой идеально прямой линии не существует. Соответственно небольшие отклонения от идеального случая могут здесь считаться приемлемыми. Следует также принимать во внимание, что, хотя требуемая ориентация может по существу представлять собой идеально прямую линию, фактическая ориентация в реальном мире всегда будет являться ее приближением.After that, you can determine the efforts of the regulators along the length of the seismic streamers 20 to establish the desired orientation of the seismic streamer in a straight line at the new required angle of drift 82. It should be taken into account that, although a perfectly straight line may represent an optimal location of a seismic streamer, such a perfect straight line does not exist in nature. Accordingly, small deviations from the ideal case may here be considered acceptable. It should also be taken into account that, although the required orientation may essentially be a perfectly straight line, the actual orientation in the real world will always be its approximation.

В качестве примера можно привести использование следующего способа количественного определения "прямизны" сейсмической косы. Пусть "Ьфакт" определяется как расстояние между двумя концами сейсмической косы, расположенными в воде (т.е. длина сейсмической косы в фактической конфигурации). Пусть "Ьпрям" определяется как длина, которую имела бы сейсмическая коса, будучи полностью прямой (т.е. идеальная длина сейсмической косы). Тогда прямизну сейсмической косы δ можно определить как §=Тфактпрям. Согласно этому определению δ можно рассматривать в качестве процентного значения, указывающего, насколько "близка" сейсмическая коса к тому, чтобы представлять собой прямую линию. В различных вариантах осуществления для сейсмической косы может оказаться достаточным иметь значение δ, равное 50%, 55%, 60%, 65%, 70%, 75%, 80%, 85%, 90%, 95%, 96%, 97%, 98%, 99%, 99.5%, 99.9% или 100%.As an example, use the following method of quantitative determination of the "straightness" of a seismic streamer. Let “bf act ” be defined as the distance between two ends of a seismic streamer located in the water (i.e. the length of the seismic streamer in the actual configuration). Let “b straight ” be defined as the length that a seismic spit would have, being completely straight (i.e., the ideal length of a seismic spit). Then the straightness of the seismic streamer δ can be defined as § = Tf act / b straight . According to this definition, δ can be viewed as a percentage value, indicating how “close” the seismic spit is to a straight line. In various embodiments, the implementation for the seismic spit may be sufficient to have a value of δ equal to 50%, 55%, 60%, 65%, 70%, 75%, 80%, 85%, 90%, 95%, 96%, 97% , 98%, 99%, 99.5%, 99.9% or 100%.

В контексте настоящего описания изобретения термин "прямая" может означать величину δ, составляющую 90% или больше. Термин "приближенная прямая" может означать величину δ, составляющую 80% или больше.In the context of the present description of the invention, the term "direct" can mean the value of δ, amounting to 90% or more. The term “approximate straight line” can mean a δ value of 80% or more.

Усилия 84, 86, 88, 90 и 92 регуляторов показаны на фиг. 5В четко различимыми, чтобы продемонстрировать, что в различных местах по длине сейсмических кос 20 могут потребоваться различные усилия, при этом они необязательно должны совпадать друг с другом. Использование прогнозного аспекта настоящего варианта осуществления позволяет уменьшить максимальные значения усилий, требующихся от регуляторов.The forces 84, 86, 88, 90, and 92 of the regulators are shown in FIG. 5B is clearly distinguishable to demonstrate that different efforts may be required at various locations along the length of the seismic streamers 20, without necessarily having to coincide with each other. Using the predictive aspect of this embodiment allows the maximum values of the effort required from the regulators to be reduced.

На фиг. 5В, изображающем описанную выше ситуацию, показан случай, когда поперечное течение достаточно сильное, чтобы регуляторы, прикрепленные к передней части сейсмических кос 20, не могли поддерживать нулевой угол сноса (или любой начальный угол сноса). Однако аналогичная ситуация может возникнуть и в случае, когда регуляторы, прикрепленные к передней части сейсмических кос 20, способны поддерживать начальный угол сноса, но лишь за счет формирования нежелательно больших поперечных усилий. В этой ситуации также может оказаться желательным, чтобы система управления определила новый требуемый угол 82 сноса.FIG. 5B, depicting the situation described above, shows a case where the transverse flow is strong enough so that the regulators attached to the front of the seismic streamers 20 cannot support the zero drift angle (or any initial drift angle). However, a similar situation may arise in the case when regulators attached to the front of the seismic streamers 20 are able to maintain the initial drift angle, but only due to the formation of undesirably large lateral forces. In this situation, it may also be desirable for the control system to determine the new required drift angle 82.

Следует отметить, что, хотя в приведенном выше описании основное внимание уделяется усилиям, формируемым регуляторами при задании требуемого угла или ориентации сейсмической косы, в качестве параметра, заменяющего усилие, могут также использоваться различные другие количественные величины. Например, данные о конфигурации регуляторов могут служить полезной заменой величины усилия. Данные о конфигурации могут содержать информацию, относящуюся к углу крыльев регуляторов, или другую информацию, указывающую на текущее состояние регуляторов или на величину усилия или помех, производимых регуляторами для поддержания угла сноса и (или) ориентации сейсмической косы. Кроме того, данные о конфигурации могут содержать информацию, указывающую на поперечные течения, включая, помимо прочего, прямое измерение поперечных течений.It should be noted that, although the description above focuses on the forces generated by the regulators when setting the desired angle or orientation of the seismic spit, various other quantities can also be used as a parameter to replace the force. For example, regulator configuration data may serve as a useful replacement for the amount of force. Configuration data may contain information related to the angle of the wings of the regulators, or other information indicating the current state of the regulators or the magnitude of the force or interference produced by the regulators to maintain the drift angle and (or) orientation of the seismic streamer. In addition, configuration data may contain information indicating cross currents, including, but not limited to, direct measurement of cross currents.

На фиг. 6 показан пример последовательности операций в соответствии с одним из вариантов осуществления согласно настоящему описанию изобретения.FIG. 6 shows an exemplary sequence of operations in accordance with one embodiment of the present disclosure.

На шаге 100 сейсмическую косу буксируют в водоеме. На этом шаге в данной последовательности операций сейсмическая коса имеет начальную ориентацию. Начальная ориентация может представлять собой прямую линию, идущую под конкретным углом сноса относительно некоторой оси отсчета, или приближенную прямую линию, идущую под приближенным углом сноса, либо ориентация может быть нелинейной.At step 100, a seismic streamer is towed in a pond. At this step in this sequence of operations, the seismic streamer has an initial orientation. The initial orientation can be a straight line running at a specific drift angle relative to a certain reference axis, or an approximate straight line running at an approximate drift angle, or the orientation can be non-linear.

На шаге 102 получают информацию, относящуюся к поперечным течениям в водоеме. Как обсуждалось выше, эта информация может быть основана на усилиях, создаваемых устройствами, расположенными вдоль сейсмической косы, или на данных о конфигурации, или на любом источнике информации, относящемся к поперечным течениям.At step 102, information relating to the transverse currents in the pond is obtained. As discussed above, this information can be based on the forces generated by devices located along the seismic streamer, or on configuration data, or on any information source related to cross-currents.

На шаге 104 определяют требуемую ориентацию сейсмической косы на основе полученной информации, относящейся к поперечным течениям. Например, требуемая ориентация может представлять собой прямую линию при угле сноса, отслеживающем средние поперечные течения в водоеме.At step 104, the desired orientation of the seismic streamer is determined based on the obtained information relating to the transverse currents. For example, the required orientation may be a straight line at a drift angle that tracks average lateral currents in a body of water.

На шаге 106 ориентацию сейсмической косы регулируют на основе определяемой требуемой ори- 8 030344At step 106, the orientation of the seismic streamer is adjusted on the basis of the required orientation.

ентации сейсмической косы. Эта регулировка может выполняться при помощи устройств позиционирования (например, регуляторов), расположенных по длине сейсмической косы.seismic streamer This adjustment can be performed using positioning devices (for example, regulators) located along the length of the seismic spit.

На фиг. 7 показан другой пример последовательности операций в соответствии с одним из вариантов осуществления согласно настоящему описанию изобретения.FIG. 7 shows another exemplary sequence of operations in accordance with one embodiment of the present disclosure.

На шаге 120 сейсмическую косу буксируют в водоеме при начальном угле сноса. Помимо прочих компонентов, сейсмическая коса может содержать набор отклонителей, расположенных в различных положениях вдоль ее длины для создания усилий, воздействующих на сейсмическую косу.At step 120, a seismic streamer is towed in a reservoir at an initial drift angle. Among other components, a seismic streamer may contain a set of diverters located in different positions along its length to create forces acting on the seismic streamer.

На шаге 122 получают информацию, относящуюся к усилиям, создаваемым отклонителями вдоль длины сейсмической косы. Эти усилия могут представлять собой усилия, необходимые для удержания сейсмической косы под начальным углом сноса. Эта полученная информация может относиться к прямым или непрямым измерениям таких усилий, при этом она может быть основана на данных, полученных от набора отклонителей.At step 122, information is obtained regarding the forces generated by the deflectors along the length of the seismic streamer. These efforts may be the effort required to hold the seismic streamer at an initial drift angle. This information obtained may relate to direct or indirect measurements of such efforts, and it may be based on data obtained from a set of diverters.

На шаге 124 автоматически определяют новый требуемый угол сноса сейсмической косы. Как подробнее говорилось выше, требуемый угол сноса сейсмической косы может определяться в целях уменьшения суммы усилий, требующихся от набора отклонителей, чтобы придать сейсмической косе предпочтительную ориентацию с помощью прогнозирования на основе измеренных состояний поперечных течений, или любым другим способом, учитывающим выходные усилия набора отклонителей. Новый требуемый угол сноса сейсмической косы может представлять собой прямую линию, измеренную относительно оси отсчета. Автоматическое определение может выполняться без ввода данных пользователем или взаимодействия с ним.At step 124, a new desired drift angle of the seismic streamer is automatically determined. As discussed above, the required drift angle of a seismic streamer can be determined to reduce the amount of effort required from a set of diverters to give the seismic streamer a preferred orientation using prediction based on measured states of transverse currents, or in any other way that takes into account the output efforts of the set of diverters. The new required drift angle of the seismic streamer can be a straight line measured relative to the reference axis. Automatic detection can be performed without user input or interaction with it.

На шаге 126 ориентация сейсмической косы автоматически регулируется на основе нового угла сноса сейсмической косы. Перед автоматической регулировкой система управления может потребовать или не потребовать ввода данных и (или) подтверждения от пользователя. Эта регулировка может выполняться при помощи отклонителей, расположенных по длине сейсмической косы.At step 126, the orientation of the seismic streamer is automatically adjusted based on the new drift angle of the seismic streamer. Before automatic adjustment, the control system may or may not require data entry and (or) confirmation from the user. This adjustment can be performed using diverters located along the length of the seismic spit.

Хотя выше описаны конкретные варианты осуществления, эти варианты осуществления не ограничивают объем раскрытия изобретения, даже если в связи с каким-либо конкретным признаком описан только один вариант осуществления. Примеры признаков, представленные в настоящем раскрытии изобретения, предназначены для целей иллюстрации, а не ограничения, если не оговорено противное. Приведенное выше описание охватывает такие альтернативные варианты, модификации и эквиваленты, которые будут понятны специалисту, воспользовавшемуся раскрытым здесь изобретением.Although the specific embodiments have been described above, these embodiments do not limit the scope of the disclosure, even if only one embodiment has been described in connection with any particular feature. Examples of features presented in the present disclosure of the invention are intended for purposes of illustration, and not limitation, unless otherwise stated. The above description covers such alternatives, modifications and equivalents that will be clear to the person skilled in the art using the invention disclosed herein.

В объем настоящего раскрытия изобретения входит любой признак или комбинация признаков, раскрытых в документе (явно или неявно), или любое их обобщение, независимо от того, смягчают ли они все или любые из рассматриваемых здесь проблем. Соответственно в ходе ведения дела по данной заявке (или по заявке, испрашивающей приоритет по данной заявке) может быть составлена новая формула изобретения на такую комбинацию признаков. В частности, что касается прилагаемой формулы изобретения, признаки зависимых пунктов формулы изобретения могут комбинироваться с признаками независимых пунктов, а признаки соответствующих независимых пунктов могут комбинироваться любым подходящим образом, а не просто в виде конкретных комбинаций, перечисленных в прилагаемой формуле изобретения.The scope of the present disclosure of the invention includes any feature or combination of features disclosed in the document (explicitly or implicitly), or any generalization thereof, regardless of whether they alleviate all or any of the problems discussed here. Accordingly, in the course of doing business on this application (or on the application claiming priority on this application), a new claims for such a combination of features can be made. In particular, with regard to the appended claims, the features of the dependent claims may be combined with the features of the independent claims, and the features of the respective independent claims may be combined in any suitable way, and not just as specific combinations listed in the appended claims.

Claims (22)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Способ управления сейсмической косой, в котором1. The control method of seismic spit, in which буксируют сейсмическую косу позади судна в водоеме, причем сейсмическая коса имеет текущую ориентацию и причем сейсмическая коса содержит набор отклонителей, выполненных с возможностью прикладывать соответствующие усилия к сейсмической косе;towing a seismic streamer behind the vessel in a pond, the seismic streamer has a current orientation, and moreover, the seismic streamer contains a set of diverters capable of applying appropriate efforts to the seismic streamer; получают с помощью системы управления информацию, относящуюся к поперечным течениям в водоеме;receive using the control system information relating to the cross-currents in the reservoir; с помощью системы управления на основе полученной информации определяют требуемую ориентацию сейсмической косы, причем требуемая ориентация включает в себя угол отклонения, который определяют так, чтобы минимизировать сумму соответствующих усилий, прикладываемых к косе набором отклонителей; иusing the control system, on the basis of the received information, determine the required orientation of the seismic streamer, and the required orientation includes the deflection angle, which is determined so as to minimize the sum of the corresponding efforts applied to the streamer by a set of deflectors; and регулируют с помощью системы управления текущую ориентацию сейсмической косы на основе определяемой требуемой ориентации в соответствии с заданным уровнем минимизации.using the control system, the current orientation of the seismic streamer is adjusted based on the determined required orientation in accordance with a predetermined minimization level. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что система управления, получающая информацию, относящуюся к поперечным течениям, представляет собой систему управления, получающую информацию, относящуюся к поперечным течениям в передней части сейсмической косы, причем система управления, определяющая требуемую ориентацию сейсмической косы, представляет собой систему управления, определяющую требуемую ориентацию задней части сейсмической косы.2. The method according to claim 1, characterized in that the control system, receiving information relating to cross-currents, is a control system that receives information related to cross-currents in front of the seismic spit, and the control system that determines the desired orientation of the seismic spit , is a control system that determines the desired orientation of the rear part of the seismic spit. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что требуемая ориентация сейсмической косы представляет собой прямую линию.3. The method according to claim 1, characterized in that the desired orientation of the seismic spit is a straight line. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что требуемая ориентация сейсмической косы представляет4. The method according to claim 1, characterized in that the desired orientation of the seismic spit is - 9 030344- 9 030344 собой приближенную прямую линию.an approximate straight line. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что сейсмическая коса содержит набор геофизических датчиков.5. The method according to claim 1, characterized in that the seismic spit contains a set of geophysical sensors. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что система управления расположена на борту судна.6. The method according to claim 1, characterized in that the control system is located on board the vessel. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что система управления расположена на сейсмической косе.7. The method according to claim 1, characterized in that the control system is located on a seismic spit. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что информация, относящаяся к поперечным течениям в водоеме, представляет собой информацию, указывающую на направление и скорость поперечных течений в каждой из набора точек по длине сейсмической косы.8. The method according to claim 1, characterized in that the information relating to transverse currents in a pond is information indicating the direction and speed of transverse currents at each of a set of points along the length of the seismic streamer. 9. Способ управления сейсмической косой, в котором9. The control method of seismic spit, in which буксируют сейсмическую косу позади судна в водоеме, причем сейсмическая коса имеет набор отклонителей, размещенных по ее длине, и расположена под текущим углом отклонения сейсмической косы, измеряемым относительно оси отсчета;towing a seismic streamer behind the vessel in a pond, the seismic streamer has a set of deflectors located along its length, and is located at the current deflection angle of the seismic streamer, measured relative to the axis of reference; получают информацию, относящуюся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей; на основе полученной информации, относящейся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей, автоматически определяют требуемый угол отклонения сейсмической косы, причем требуемый угол отклонения сейсмической косы определяют так, чтобы минимизировать сумму усилий, прикладываемых к косе набором отклонителей; иreceive information related to the forces applied by the set of diverters; On the basis of the information received regarding the forces applied by the set of diverters, the required deflection angle of the seismic streamer is automatically determined, and the desired deflection angle of the seismic streamer is determined so as to minimize the amount of effort applied to the streamer by the set of deflectors; and автоматически регулируют сейсмическую косу при помощи набора отклонителей для отслеживания определяемого требуемого угла отклонения сейсмической косы относительно оси отсчета в соответствии с заданным уровнем минимизации.The seismic streamer is automatically adjusted using a set of diverters to track the determined required deflection angle of the seismic streamer relative to the reference axis in accordance with the specified minimization level. 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что информация, относящаяся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей, представляет собой информацию, относящуюся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей к сейсмической косе.10. The method according to claim 9, characterized in that the information relating to the forces applied by the set of diverters is information related to the forces applied by the set of diverters to the seismic streamer. 11. Способ по п.9, отличающийся тем, что информация, относящаяся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей, представляет собой информацию, относящуюся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей к воде.11. The method according to claim 9, characterized in that the information relating to the forces applied by the set of diverters is information related to the forces applied by the set of diverters to water. 12. Способ по п.9, отличающийся тем, что набор отклонителей содержит набор регуляторов поперечного положения, оснащенных крыльями с регулируемыми углами.12. The method according to claim 9, characterized in that the set of diverters contains a set of lateral position controllers equipped with wings with adjustable angles. 13. Способ по п.9, отличающийся тем, что ось отсчета представляет собой направление движения судна согласно схеме расположения точек возбуждения до начала работ.13. The method according to claim 9, characterized in that the axis of reference is the direction of movement of the vessel according to the layout of the points of excitation before the start of work. 14. Способ по п.9, отличающийся тем, что ось отсчета представляет собой направление движения переднего конца сейсмической косы.14. The method according to claim 9, characterized in that the reference axis is the direction of movement of the front end of the seismic spit. 15. Способ по п.9, отличающийся тем, что требуемый угол отклонения сейсмической косы определяют автоматически для уменьшения одного или более мгновенно действующих усилий, прикладываемых набором отклонителей.15. The method according to claim 9, characterized in that the required deflection angle of the seismic streamer is determined automatically to reduce one or more instantly acting forces applied by a set of diverters. 16. Способ по п.9, отличающийся тем, что сумма усилий представляет собой сумму усредненных по времени усилий, прикладываемых набором отклонителей.16. The method according to claim 9, characterized in that the sum of the efforts is the sum of the time-averaged efforts applied by the set of diverters. 17. Способ по п.9, отличающийся тем, что требуемый угол отклонения сейсмической косы определяют автоматически для минимизации суммы усилий.17. The method according to claim 9, characterized in that the required deflection angle of the seismic spit is determined automatically to minimize the amount of effort. 18. Способ по п.9, отличающийся тем, что требуемый угол отклонения сейсмической косы также определяют автоматически таким образом, чтобы минимизировать разность между требуемым углом отклонения сейсмической косы и опорным углом отклонения, при этом сумму усилий минимизируют.18. The method according to claim 9, characterized in that the required deflection angle of the seismic streamer is also automatically determined in such a way as to minimize the difference between the desired deflection angle of the seismic streamer and the deflection reference angle, while the sum of the effort is minimized. 19. Способ по п.9, отличающийся тем, что требуемый угол отклонения сейсмической косы определяют для отслеживания среднего поперечного течения в водоеме.19. The method according to claim 9, characterized in that the desired angle of deviation of the seismic spit is determined to track the average cross-flow in the reservoir. 20. Устройство для управления сейсмической косой, содержащее по меньшей мере один процессор, выполненный с возможностью осуществления действий в соответствии со способом по любому из пп.119.20. A device for controlling a seismic streamer, comprising at least one processor configured to perform actions in accordance with the method according to any one of claims 119. 21. Устройство по п.20, отличающееся тем, что информация содержит текущий угол крыла по меньшей мере одного устройства из набора отклонителей.21. The device according to claim 20, characterized in that the information contains the current angle of the wing of at least one device from a set of diverters. 22. Устройство по п.20, отличающееся тем, что меньшей мере один процессор выполнен с возможностью регулирования, непрерывно или периодически, набора отклонителей на основе требуемой ориентации.22. The device according to claim 20, characterized in that at least one processor is configured to control, continuously or periodically, a set of diverters based on the desired orientation. - 10 030344- 10 030344
EA201490430A 2013-03-14 2014-03-05 Method for automatic control of a streamer movement in a lateral direction EA030344B1 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/831,362 US9423519B2 (en) 2013-03-14 2013-03-14 Automated lateral control of seismic streamers

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201490430A1 EA201490430A1 (en) 2014-09-30
EA030344B1 true EA030344B1 (en) 2018-07-31

Family

ID=50236088

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201890617A EA201890617A3 (en) 2013-03-14 2014-03-05 METHOD OF MANAGEMENT OF SEISMIC COSMA MOVEMENTS (OPTIONS) AND RELATED DEVICE
EA201490430A EA030344B1 (en) 2013-03-14 2014-03-05 Method for automatic control of a streamer movement in a lateral direction

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201890617A EA201890617A3 (en) 2013-03-14 2014-03-05 METHOD OF MANAGEMENT OF SEISMIC COSMA MOVEMENTS (OPTIONS) AND RELATED DEVICE

Country Status (9)

Country Link
US (3) US9423519B2 (en)
EP (1) EP2778719A3 (en)
CN (2) CN109254325A (en)
AU (3) AU2014201471B2 (en)
BR (1) BR102014005851A2 (en)
CA (1) CA2843935C (en)
EA (2) EA201890617A3 (en)
MX (3) MX343963B (en)
MY (1) MY182140A (en)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9423519B2 (en) * 2013-03-14 2016-08-23 Pgs Geophysical As Automated lateral control of seismic streamers
CA2909330A1 (en) * 2013-04-25 2014-10-30 Sercel Sa Cutter device for marine survey system and related method
US12105238B2 (en) 2018-06-20 2024-10-01 Pgs Geophysical As Long offset acquisition
US11048003B2 (en) 2018-12-18 2021-06-29 Pgs Geophysical As Bridle bite adjustment
US12105240B2 (en) 2019-10-28 2024-10-01 Pgs Geophysical As Long-offset acquisition with improved low frequency performance for full wavefield inversion
US12072461B2 (en) 2019-10-28 2024-08-27 Pgs Geophysical As Modified simultaneous long-offset acquisition with improved low frequency performance for full wavefield inversion

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060227657A1 (en) * 2005-04-08 2006-10-12 Tallak Tveide Apparatus and methods for seismic streamer positioning
US20060285434A1 (en) * 2005-06-03 2006-12-21 Welker Kenneth E Streamer steering device orientation determination apparatus and methods
US20080008032A1 (en) * 2006-07-07 2008-01-10 Welker Kenneth E Underwater acoustic positioning methods and systems based on modulated acoustic signals
US20100118644A1 (en) * 2008-11-07 2010-05-13 Seale Daniel B Method and system for controlling streamers
EP2474840A2 (en) * 1998-10-01 2012-07-11 WesternGeco Seismic Holdings Limited Control system for positioning of marine seismic streamers

Family Cites Families (122)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1288721A (en) 1912-01-02 1918-12-24 Connecticut Aircraft Company Flying-machine.
US2275692A (en) 1940-04-02 1942-03-10 Sims Edward Airplane aileron
US2928367A (en) 1953-08-31 1960-03-15 Jesse C Mccormick Means for regulating the depth a submarine device tows through water
US2980052A (en) 1954-07-27 1961-04-18 Leo F Fehlner Paravane
US3159806A (en) 1960-05-06 1964-12-01 Frank N Piasecki High speed tow sonar system
US4227479A (en) 1962-08-07 1980-10-14 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Submarine communications system
US3375800A (en) 1967-04-07 1968-04-02 Jimmy R. Cole Seismic cable depth control apparatus
US3412705A (en) 1967-06-27 1968-11-26 Jean J. Nesson Navigational system
US3434446A (en) 1967-10-02 1969-03-25 Continental Oil Co Remotely controllable pressure responsive apparatus
US3412704A (en) 1967-11-06 1968-11-26 Continental Oil Co Cable depth controller
US3440992A (en) 1967-12-07 1969-04-29 Teledyne Exploration Co Streamer cable depth control
US3541989A (en) 1968-03-04 1970-11-24 Willie Burt Leonard Hydropneumatic measurement and control from buoyed bodies
US3531762A (en) 1968-12-26 1970-09-29 Numak Inc Depth controllers for seismic streamer cables
US3531761A (en) 1968-12-26 1970-09-29 Numak Inc Depth controllers for seismic streamer cables
US3560912A (en) 1969-02-03 1971-02-02 Westinghouse Electric Corp Control system for a towed vehicle
US3605674A (en) 1969-09-08 1971-09-20 Dresser Ind Underwater cable controller
US3581273A (en) 1969-11-10 1971-05-25 Ronald M Hedberg Marine seismic exploration
US3648642A (en) 1970-01-28 1972-03-14 Continental Oil Co Communication channel between boat and marine cable depth controllers
US3896756A (en) 1971-02-02 1975-07-29 Whitehall Electronics Corp Depth control apparatus for towed underwater cables
US3774570A (en) 1972-01-25 1973-11-27 Whitehall Electronics Corp Non-rotating depth controller paravane for seismic cables
US3931608A (en) 1974-04-25 1976-01-06 Syntron, Inc. Cable depth control apparatus
US3943483A (en) 1974-05-08 1976-03-09 Western Geophysical Company Of America Depth controllers for seismic streamer cables with dimension variable lift-producing means
US3961303A (en) 1974-05-08 1976-06-01 Western Geophysical Company Of America Depth controllers with controllable negative and uncontrollable positive lift-producing means
US4033278A (en) 1976-02-25 1977-07-05 Continental Oil Company Apparatus for controlling lateral positioning of a marine seismic cable
US4063213A (en) 1976-06-28 1977-12-13 Texaco Inc. Methods for accurately positioning a seismic energy source while recording seismic data
US4087780A (en) 1976-06-28 1978-05-02 Texaco Inc. Offshore marine seismic source tow systems and methods of forming
US4191328A (en) 1977-09-01 1980-03-04 Rapidcircuit Corp. Integral thermostat-digital clock unit
US4231111A (en) 1978-03-13 1980-10-28 Mobil Oil Corporation Marine cable location system
US4222340A (en) 1978-11-01 1980-09-16 Syntron, Inc. Cable depth control apparatus
US4290124A (en) 1978-11-01 1981-09-15 Syntron, Inc. Remote control cable depth control apparatus
US4313392A (en) 1979-08-20 1982-02-02 Mobil Oil Corporation System for deploying and retrieving seismic source assembly from marine vessel
US4408292A (en) 1979-09-27 1983-10-04 Sharp Kabushiki Kaisha Data print control in an electronic cash register
US4463701A (en) 1980-02-28 1984-08-07 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Paravane with automatic depth control
US4323989A (en) 1980-05-29 1982-04-06 Shell Oil Company Wide seismic source
US4404664A (en) 1980-12-31 1983-09-13 Mobil Oil Corporation System for laterally positioning a towed marine cable and method of using same
US4493067A (en) 1981-04-13 1985-01-08 Conoco Inc. Seismic vibrator control system
US4809005A (en) 1982-03-01 1989-02-28 Western Atlas International, Inc. Multi-antenna gas receiver for seismic survey vessels
FR2523542B1 (en) 1982-03-17 1988-08-26 Inst Francais Du Petrole PROFILE ELEMENT FOR LATERALLY DEPORTING A TRAILER ASSEMBLY RELATIVE TO THE TRAILER TRAILER
GB2122562A (en) 1982-06-28 1984-01-18 Seismograph Service Improved pelagic trawl door or paravane
US4711194A (en) 1982-11-24 1987-12-08 The Laitram Corporation Streamer interface adapter cable mounted leveler
NO830358L (en) 1983-02-02 1984-08-03 Kongsberg Vaapenfabrik Corp Bu DEVICE FOR A HYDROPHONE CABLE FOR MARINE SEISM STUDIES
US4599712A (en) 1983-03-15 1986-07-08 Bolt Technology Corporation Modular airgun array method, apparatus and system
US4486863A (en) 1983-08-11 1984-12-04 Tensor Geophysical Service Corporation Circular seismic acquisition system
JPS60163731A (en) 1984-02-07 1985-08-26 Nissan Motor Co Ltd Car speed controlling device
US4709355A (en) 1984-06-18 1987-11-24 Syntron, Inc. Controller for marine seismic cable
EP0168959B1 (en) 1984-06-19 1988-08-17 Texas Instruments Incorporated Bi-planar pontoon paravane seismic source system
FR2575556B1 (en) 1984-12-28 1987-07-24 Inst Francais Du Petrole VERTICAL MARINE FLUTE
NO157476C (en) 1985-06-04 1988-03-23 Geco Well Services As DEVICE FOR FLOATING BODIES FOR USE IN BORROW SEISM MEASUREMENTS.
US4646528A (en) 1985-12-27 1987-03-03 Whirlpool Corporation Temperature set point control for a refrigerator
US4676183A (en) 1986-04-16 1987-06-30 Western Geophysical Company Of America Ring paravane
US4767183A (en) 1986-05-12 1988-08-30 Westinghouse Electric Corp. High strength, heavy walled cable construction
US4729333A (en) 1986-07-09 1988-03-08 Exxon Production Research Company Remotely-controllable paravane
US4890569A (en) 1986-07-14 1990-01-02 Givens Buoy Liferaft Co., Inc. Life raft
US4745583A (en) 1986-12-18 1988-05-17 Exxon Production Research Company Marine cable system with automatic buoyancy control
US4766441A (en) 1987-02-06 1988-08-23 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Spokewheel convertible antenna for BCA systems aboard submarines
FR2614869B1 (en) 1987-05-07 1989-07-28 Eca IMPROVED SYSTEM FOR EXPLORING AND MONITORING SUB-AQUATIC FUNDS BY A SUBMERSIBLE MACHINE, AND CONTROLLING THE SAME
DE3742528A1 (en) 1987-12-12 1989-06-22 Prakla Seismos Ag METHOD FOR DETECTING SEISMIC DATA
DE3742147A1 (en) 1987-12-09 1989-06-22 Prakla Seismos Ag METHOD FOR DETECTING SEISMIC DATA
US4879719A (en) 1988-02-17 1989-11-07 Western Atlas International, Inc. Latching mechanism
US4912684A (en) 1988-02-29 1990-03-27 Digicourse, Inc. Seismic streamer communication system
NO173206C (en) 1988-06-06 1999-11-11 Geco As Method for positioning at least two seismic cables in a reflection seismic measurement system
US4890568A (en) 1988-08-24 1990-01-02 Exxon Production Research Company Steerable tail buoy
US4885726A (en) 1988-10-31 1989-12-05 Conoco Inc. Compound hydraulic seismic source vibrator
NO165739C (en) 1988-12-09 1991-03-27 Norsk Hydro As SEISMIC INQUIRY DEVICE.
GB8910184D0 (en) 1989-05-04 1989-06-21 British Petroleum Co Plc Marine current determination
US5062583A (en) 1990-02-16 1991-11-05 Martin Marietta Corporation High accuracy bank-to-turn autopilot
US5042413A (en) 1990-03-29 1991-08-27 Leon Benoit Device for severing underwater mooring lines and cables
NO170369B (en) 1990-05-22 1992-06-29 Geco As PROCEDURE FOR COLLECTION OF SEISMIC DATA TO SEE
US5052814A (en) 1990-09-19 1991-10-01 Texaco Inc. Shallow marine seismic system and method
US5094406A (en) 1991-01-07 1992-03-10 The Boeing Company Missile control system using virtual autopilot
DE4125461A1 (en) 1991-08-01 1993-02-04 Prakla Seismos Gmbh METHOD AND MEASURING ARRANGEMENT FOR MARINE-ICE MIXED DATA ACQUISITION WITH STRINGERS BROUGHT FROM A SHIP
US5200930A (en) 1992-01-24 1993-04-06 The Laitram Corporation Two-wire multi-channel streamer communication system
US5214612A (en) 1992-07-27 1993-05-25 The Laitram Corporation Swing plate latch mechanism
US5353223A (en) 1992-10-26 1994-10-04 Western Atlas International, Inc. Marine navigation method for geophysical exploration
NO301950B1 (en) 1993-02-23 1997-12-29 Geco As Device for controlling seismic equipment towed by a seismic vessel beneath the water surface and method for positioning such equipment
US5363343A (en) 1993-12-08 1994-11-08 Unisys Corporation Folded hydrophone array for narrow marine vehicles
US5443027A (en) 1993-12-20 1995-08-22 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Lateral force device for underwater towed array
US5507243A (en) 1994-02-23 1996-04-16 The Laitram Corporation Connector for underwater cables
US5529011A (en) 1994-02-23 1996-06-25 Laitram Corporation Connector for underwater cables
US5404339A (en) 1994-02-25 1995-04-04 Concord Technologies Inc. Retriever for a seismic streamer cable
US5642330A (en) 1994-05-02 1997-06-24 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Sea state measuring system
US5402745A (en) 1994-05-02 1995-04-04 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy In-line rotational positioning module for towed array paravanes
NO179927C (en) 1994-05-13 1997-01-08 Petroleum Geo Services As Depth Control Device
US5517463A (en) 1994-10-21 1996-05-14 Exxon Production Research Company Method of determining optimal seismic multistreamer spacing
GB9424744D0 (en) 1994-12-08 1995-02-08 Geco As Method of and apparatus for marine seismic surveying
NO944954D0 (en) 1994-12-20 1994-12-20 Geco As Procedure for integrity monitoring in position determination
US5517202A (en) 1994-12-30 1996-05-14 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Minimal washover, inline high frequency buoyant antenna
FR2730819B1 (en) 1995-02-16 1997-04-30 Elf Aquitaine PROCESS FOR PRODUCING A 3D CUBE IN NEAR TRACES FROM DATA ACQUIRED IN SEA REFLECTION SEISMICS
CA2635911C (en) 1995-09-22 2010-10-05 Ion Geophysical Corporation Underwater cable arrangements and coil support arrangements for an underwater cable
WO1997011394A2 (en) 1995-09-22 1997-03-27 The Laitram Corporation Electrical power distribution and communication system for an underwater cable
WO1997011395A2 (en) 1995-09-22 1997-03-27 The Laitram Corporation Coil support device for an underwater cable
FR2744870B1 (en) 1996-02-13 1998-03-06 Thomson Csf METHOD FOR CONTROLLING THE NAVIGATION OF A TOWED LINEAR ACOUSTIC ANTENNA, AND DEVICES FOR CARRYING OUT SUCH A METHOD
NO962167L (en) 1996-05-28 1997-12-01 Ove Henriksen deflector
GB2331971B (en) 1996-09-20 1999-11-17 Schlumberger Holdings Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer
GB9626442D0 (en) 1996-12-20 1997-02-05 Geco As Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer
US6671223B2 (en) 1996-12-20 2003-12-30 Westerngeco, L.L.C. Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer
US5790472A (en) 1996-12-20 1998-08-04 Western Atlas International, Inc. Adaptive control of marine seismic streamers
US5920828A (en) 1997-06-02 1999-07-06 Baker Hughes Incorporated Quality control seismic data processing system
AU740881B2 (en) 1997-06-12 2001-11-15 Ion Geophysical Corporation Depth control device for an underwater cable
NO304456B1 (en) 1997-07-18 1998-12-14 Petroleum Geo Services As Foldable depth controls
US5913280A (en) 1997-08-28 1999-06-22 Petroleum Geo-Services (Us), Inc. Method and system for towing multiple streamers
JPH1196333A (en) 1997-09-16 1999-04-09 Olympus Optical Co Ltd Color image processor
US5937782A (en) 1997-10-15 1999-08-17 Input/Output, Inc. Underwater device with a sacrificial latch mechanism
US6028817A (en) 1997-12-30 2000-02-22 Western Atlas International, Inc. Marine seismic system with independently powered tow vehicles
US6011753A (en) 1998-03-19 2000-01-04 Syntron, Inc. Control and monitoring of devices external to a marine seismic streamer
GB9810706D0 (en) * 1998-05-20 1998-07-15 Geco As Marine seismic acquisition system and method
US6011752A (en) 1998-08-03 2000-01-04 Western Atlas International, Inc. Seismic streamer position control module
US6079882A (en) 1998-08-12 2000-06-27 Syntron, Inc. Optical combiner for redundant optical paths in seismic data transmission
NO310128B1 (en) 1999-08-17 2001-05-21 Petroleum Geo Services As Seismic tow control system by varying the cable length between the vessel and each deflector
GB0003593D0 (en) 2000-02-17 2000-04-05 Geco As Marine seismic surveying
FR2807278B1 (en) 2000-03-31 2005-11-25 Thomson Marconi Sonar Sas DEVICE FOR CONTROLLING THE NAVIGATION OF A TRAILER SUBMARINE OBJECT
US6418378B1 (en) 2000-06-26 2002-07-09 Westerngeco, L.L.C. Neural net prediction of seismic streamer shape
US6691038B2 (en) 2001-06-15 2004-02-10 Westerngeco L.L.C. Active separation tracking and positioning system for towed seismic arrays
CN1947032B (en) * 2004-03-17 2012-07-18 维斯特恩格科地震控股有限公司 Marine seismic survey method and system
CN101825723B (en) * 2004-03-17 2012-09-05 维斯特恩格科地震控股有限公司 Offshore earthquake measurement method and system
US20110286302A1 (en) * 2004-03-17 2011-11-24 Westerngeco, L.L.C. Marine Seismic Survey Method and System
US8391102B2 (en) * 2005-08-26 2013-03-05 Westerngeco L.L.C. Automatic systems and methods for positioning marine seismic equipment
US7376045B2 (en) * 2005-10-21 2008-05-20 Pgs Geophysical As System and method for determining positions of towed marine seismic streamers
US7933163B2 (en) 2006-07-07 2011-04-26 Kongsberg Seatex As Method and system for controlling the position of marine seismic streamers
US8267031B2 (en) * 2010-02-24 2012-09-18 Pgs Geophysical As Tension management control system and methods used with towed marine sensor arrays
US8792297B2 (en) 2010-07-02 2014-07-29 Pgs Geophysical As Methods for gathering marine geophysical data
US9423519B2 (en) * 2013-03-14 2016-08-23 Pgs Geophysical As Automated lateral control of seismic streamers

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2474840A2 (en) * 1998-10-01 2012-07-11 WesternGeco Seismic Holdings Limited Control system for positioning of marine seismic streamers
US20060227657A1 (en) * 2005-04-08 2006-10-12 Tallak Tveide Apparatus and methods for seismic streamer positioning
US20060285434A1 (en) * 2005-06-03 2006-12-21 Welker Kenneth E Streamer steering device orientation determination apparatus and methods
US20080008032A1 (en) * 2006-07-07 2008-01-10 Welker Kenneth E Underwater acoustic positioning methods and systems based on modulated acoustic signals
US20100118644A1 (en) * 2008-11-07 2010-05-13 Seale Daniel B Method and system for controlling streamers

Also Published As

Publication number Publication date
EA201490430A1 (en) 2014-09-30
AU2019268119A1 (en) 2019-12-12
AU2014201471A1 (en) 2014-10-02
BR102014005851A2 (en) 2014-12-23
US20180321408A1 (en) 2018-11-08
CN104049277A (en) 2014-09-17
US9423519B2 (en) 2016-08-23
EA201890617A2 (en) 2018-08-31
EP2778719A2 (en) 2014-09-17
CN109254325A (en) 2019-01-22
EA201890617A3 (en) 2019-02-28
US11119236B2 (en) 2021-09-14
US20170045635A1 (en) 2017-02-16
CA2843935A1 (en) 2014-09-14
MY182140A (en) 2021-01-18
AU2014201471B2 (en) 2017-12-07
EP2778719A3 (en) 2016-04-27
US10054705B2 (en) 2018-08-21
CA2843935C (en) 2020-04-14
AU2018201698B2 (en) 2019-08-22
US20140269178A1 (en) 2014-09-18
MX2014003056A (en) 2014-09-16
MX364296B (en) 2019-04-22
AU2018201698A1 (en) 2018-04-05
MX343963B (en) 2016-11-29
MX2019004612A (en) 2020-11-06
CN104049277B (en) 2018-11-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2016204266B2 (en) Methods for gathering marine geophysical data
US9903970B2 (en) Methods for controlling towed marine sensor array geometry
US11119236B2 (en) Automated lateral control of seismic streamers
US9250345B2 (en) Reduced-drag towing of geophysical equipment
AU2014201399B2 (en) Wing for wide tow of geophysical survey sources
AU2014208244B2 (en) Methods for controlling towed marine sensor array geometry

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU